3. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК, ВХОДЯЩИХ В СОСТАВ НПЗ
Подготовка нефти к переработке, осуществляющаяся на блоке ЭЛОУ, является важнейшим условием обеспечения работы установки первичной переработки нефти и получения качественных фракций для дальнейшей их переработки. К нефтям после ЭЛОУ предъявляют жесткие требования по содержанию воды (от 0,1 % мас. до отсутствия) и хлористых солей (не более 3-5 мг/дм 3 ).Также эффективность работы ЭЛОУ оценивается по степени удаления механических и коллоидных загрязнений и металлов.
Электрообессоливание и обезвоживание нефти производится в специальных аппаратах – электродегидраторах, рассчитанных на температуры до 160 о С и давление около 1,6 МПа. Процесс осуществляется при 110-140 о С с добавкой деэмульгатора и промывной воды в несколько ступеней. Усть-балыкская нефть является тяжелой с плотностью равной 864,6 кг/м 3 , следовательно образуемая эмульсия будет устойчивая, для такой нефти выбираем трехступенчатую ЭЛОУ.
Нефть перед электродегидраторами нагревается в теплообменниках. Нагрев нефти на проектируемой установке с производительностью 5,5млн. т/год проводим в 3 потока. В нефть предварительно добавляют деэмульгатор, так как вода с нефтью образует эмульсию, которая обычно обладает высокой устойчивостью и требует специальных методов разрушения.
Наиболее распространены высокопроизводительные горизонтальные электродегидраторы, которые имеют производительность 420 м 3 ч.
Число электродегидраторов на одной ступени равно двум. Температура в электродегидраторах 100-160 о С. Для предотвращения выделения газа из нефти в электродегидраторах поддерживается повышенное давление 1,6 МПа.
Первичная переработка нефти и получение качественных фракций для дальнейшей их переработки. Усть-балыкская (БIV+БV) нефти содержит: 0,9 % мас. газа, 18,2 % мас. бензиновых фракций, выкипающих до 200 о С и 40,0% мас. светлых нефтепродуктов, выкипающих до 350 о С (табл. 1.1). Содержание в нефти серы составляет 1,55 % мас. (табл. 1.1). Для переработки такой нефти применим перегонку при атмосферном давлении в одной колонне по схеме с однократным испарением и однократной ректификацией, стабилизацию бензиновой фракции, вторичную ректификацию стабильного бензина и вакуумную перегонку мазута.
С помощью этого процесса получим высокооктановые базовые компоненты автомобильных бензинов.
Существует несколько вариантов установок реформинга: со стационарном слоем катализатора, с движущимся слоем катализатора и непрерывной его регенерацией. Выбираем установку со стационарным слоем катализатора типа Л-35-11. Она рассчитана на работу без регенерации катализатора в течении 1 года и более.
В качестве сырья риформинга на установке Л-35-11 используем прямогонные бензиновые фракции и бензины вторичных процессов – гидрокрекинга, термического крекинга и т. д., при условии их специальной подготовки. При получении высокооктанового компонента автомобильного бензина используем широкие фракции, выкипающие в пределах от 85°С до 180°С. Для предотвращения дезактивации катализатора в сырье ограничивается содержание серы (не более 0,00005÷0,0010 % в зависимости от типа катализатора) и азота (не более 0,0001%).
1) Углеводородный газ – содержит в основном метан и этан, служит топливом нефтезаводских печей;
2) Головка стабилизации (углеводороды С3 – С4 и С3 – С5) – применяется как бытовой газ или сырье газофракционирующих установок;
3) Катализат – используется в качестве компонента автомобильных бензинов или сырья блоков экстракции ароматических углеводородов;
4) Водородсодержащий газ – содержит 75-90 % об. водорода, используется в процессах гидроочистки, гидрокрекинга, изомеризации, гидродеалкилирования.
Http://vunivere. ru/work31836
Установки АВТ нефтеперерабатывающих заводов оборудуются паро-эжекторными вакуум-насосами. Схема простейшего одноступенчатого пароэжекторного вакуум-насоса, состоящего только из пароструйного эжектора, который создает незначительное разрежение, представлена на рис. 3.28. Для создания более глубокого вакуума применяются несколько последовательно включенных пароэжекторов. [1]
На установках нефтеперерабатывающих заводов для отбора проб газов пользуются резиновыми пробоотборниками, для чего применяют обычные камеры от футбольных мячей, медицинские кислородные подушки или резиновые круги. Газы, отобранные в резиновые пробоотборники, должны исследоваться немедленно, так как при длительном хранении состав газов может измениться вследствие поглощения каучуком отдельных компонентов газа. [2]
На установках нефтеперерабатывающих заводов, в химических цехах и других подобных объектах приходится прокладывать многочисленные медные трубы. Блоки из медных труб на обычных мостиках жесткости получаются громоздкими и имеют большую массу. [3]
На установках нефтеперерабатывающих заводов, в химических цехах и других подобных объектах приходится прокладывать большое количество красномедных труб. Трубные блоки из красномедных труб на обычных мостиках жесткости получаются громоздкими и имеют большой вес. [4]
На установках нефтеперерабатывающих заводов расходуется большое количество топлива и энергии на нагрев и охлаждение нефти и продуктов. Для снижения их расхода широко используют регенерацию тепла. Аппараты, в которых осуществляется регенерация тепла, называются теплообменными. В зависимости от назначения теплооб-менные аппараты делятся на теплообменники, подогреватели с паровым пространством ( кипятильники) и конденсаторы-холодильники. [6]
На установках АЗТ нефтеперерабатывающих заводов – часто подвергаются переработке снеси нефтей с газоконденсатами. Такие смеси при транспортировке, по трубопроводам, хранении в емкостях и резервуарах могут расслаиваться и поэтому заводы не очень охотно берутся перерабатывать такие – сыеси. Исходя из этого вопрос об устойчивости такой системы и об оптимальном соотношении нефти и газоконденсата имеет важное значение. [7]
На монтаже установки ЛК-6у-С Ачинского нефтеперерабатывающего завода проводилась местная термообработка сварного соединения колонны К-401, которая была поставлена на сборочную площадку из двух отдельных блоков. Термообработка по режиму высокого отпуска с нагревом до 560 – 580 С со скоростью не более 60 С / ч, выдержкой 80 мин, охлаждением со скоростью не более 160 С / ч до 150 С ( далее на спокойном воздухе) выполнялась электронагревателями ГЭН по технологии, разработанной ВНИИМонтажспецстроем. [8]
На каждой установке нефтеперерабатывающего завода имеются теплообменные аппараты различных конструкций. Экономичность работы технологических установок в значительной степени определяется эксплуатационными качествами теплообменной аппаратуры. [9]
Повышение экономичности работы установок нефтеперерабатывающих заводов, в частности нефтеперегонных, достигается следующими путями. [10]
При сооружении некоторых установок нефтеперерабатывающих заводов, а также заводов искусственного жидкого топлива, азотнотуковых и других химических предприятий приходится монтировать трубопроводы, предназначенные для перекачки водорода и азото-водородной смеси под давлением свыше 300 кГ / см2 и температуре 200 – 550 С. [12]
Сроки планово-предупредительного ремонта установок нефтеперерабатывающего завода намечаются за год вперед в сотрудничестве с производственным отделом. Эти сроки, конечно, в продолжение года изменяются в соответствии с планами производства. Работы, проводящиеся во время планового ремонта, заносятся в календарный план ( дефектную ведомость) очень подробно. Планирование этих юабот завершается созывом двух совещаний до остановки на ремонт каждой установки. [13]
В процессах и на установках нефтеперерабатывающих заводов, расходуется большое количество топлива на нагрев продуктов и воды на их охлаждение. Для снижения их расхода широко используют регенерацию тепла. [14]
В случае капитального ремонта какой-либо установки нефтеперерабатывающего завода возможна замена. [15]
Http://www. ngpedia. ru/id548059p1.html
Важнейшими задачами нефтеперерабатывающей промышленности яв-ляются обеспечение сырьем нефтехимических производств и производство моторных топлив.
Решение этих двух задач сопровождается все более активной интегра-цией нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Это связано с двумя причинами:
Указанные обстоятельства обусловили высокие темпы химизации неф-
Вероятно, нефтеперерабатывающие компании в будущем ограничатся производством основных нефтехимических продуктов, включая много-тоннажные производства термопластов. Все это привело к созданию в по-следние годы новой формы нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) – заво-дов химического профиля, на которых наряду с топливом получают значи-тельное количество нефтехимической продукции, главным образом олефи-нов и ароматических соединений.
Менных НПЗ, являются жесткие требования к качеству моторных топлив в законодательствах многих стран мира. Совокупность новых требований к ка-
Чественному составу автомобильных бензинов определила понятие "эколо-
Гически чистые" автобензины, получившие название "реформулированные бензины". Нормативы реформулированных автобензинов следующие: содер-
Жание серы в % (мас.) 0,00015–0,005; суммарное содержание ароматических соединений 25-30%, в том числе бензола не более 1%; содержание кислорода
(разность между октановыми числами по исследовательскому и моторному
Методам) бензинов вызовут значительное сокращение использования бензи-
Нов каталитического крекинга, так как содержание ароматических углеводо-
Родов в бензинах каталитического крекинга составляет 30-40%, а олефино-
Преимущественное развитие получают процессы алкилирования, изо-меризации, а также синтез метил-Трет-бутилового эфира или других кисло-родсодержащих высокооктановых компонентов бензина.
В структуре современного НПЗ главное место принадлежит установкам каталитического крекинга, которые в перспективе будут применять микро-сферический катализатор, работающий на тяжелом нефтяном сырье. В каче-стве катализаторов в таких процессах используют высококремнеземные цео-литы ZSM, сверхкремнеземные цеолиты LZ-210 или ультрастабильные цео-литы Y. Установки каталитического крекинга будут производить не только бензин, но углеводороды С3-С5.
На НПЗ заметную роль играют процессы алкилирования и изомериза-ции. Полученные в этих процессах продукты характеризуются низкой лету-
Честью, практически не содержат олефиновых и ароматических углеводоро-дов, но обладают высоким октановым числом.
Рис. 1.6. Схема НПЗ в г. Суини (США) после реконструкции
Очистка водорода; 4 – прямое гидрообессеривание мазута; 5 – гидроочи-
Стка средних дистиллятов; 6 – фракционирование; 7 – вакуумная перегон-
Потоки: I – нефть; II – водородсодержащий газ с установок пиролиза (с
Соседнего завода), риформинга, гидроочистки, гидрообессеривания и др.;
III – фракция С5 и легче; IV – нафта; V – средние дистилляты с установки
Атмосферной перегонки 2; VI – средние дистилляты; VII – мазут (Н. К. 616
XVI – бензин каталитического крекинга; XVII – легкий газойль каталити-
Ческого крекинга; XVIII – декантированный газойль каталитического
Все большее распространение получает гидрогенизационная перера-ботка нефтяных остатков с использованием нескольких слоев катализатора, каждый из которых ответственен за определенную функцию: гидрообессери-вание, гидродеазотирование, гидродеметаллизацию.
В процессе гидрокрекинга по бензиновому варианту для повышения выхода бензина разработаны новые нецеолитсодержащие молекулярные си-та, включающие кремний, алюминий и фосфор. При добавлении такого сита в количестве 7,5% к традиционному катализатору выход бензина увеличива-ется с 38 до 87% при октановом числе 88 по исследовательскому методу.
Http://stydopedia. ru/2x8ede. html
Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных технологических процесса:
1. Первичная переработка – Разделение нефтяного сырья на фракции различных интервалов температур кипения;
2. Вторичная переработка – Переработка фракций первичной переработки путем химического превращения содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов;
3. Товарное производство – Смешение компонентов с использованием различных присадок, с получением товарных н/продуктов с заданными показателями качества.
Номенклатура продукции нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) может включать до 40 позиций, в тч:
Номенклатура н/продуктов, получаемых на конкретных НПЗ, зависит от состава и свойств поставляемой сырой нефти и потребностей в н/продуктах.
Газы, растворенные в нефти в количестве 1,9 % масс на нефть, и полученные при первичной перегонке нефти, состоят в основном из пропана и бутана. Это – сырье газофракционирующих установок и топливо (бытовой сжиженный газ).
Фракции нк -62 и 62-85 о С имеют небольшое октановое число, поэтому направляется на установку изомеризации для повышения октанового числа.
Фракция 85-120 о С – это сырье каталитического риформинга для получения бензола и толуола, компонентов высокооктанового бензина.
Фракции 85-120 и 120-180 о С – сырье каталитического риформинга для получения компонентов высокооктанового бензина, и компонента реактивного топлива.
Фракции 230-280 о С и 280-350 о С – это фракции летнего и зимнего дизельного топлива. Цетановое число объединенной фракции 240 – 350 о С = 55 . Температура застывания -12 о С. Депарафинизация фракции 230 – 350 о С позволяет получить зимнее дизтопливо.
Фракция 350-500 о С – вакуумный газойль – сырье процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга для получения высокооктанового бензина.
Фракция, выкипающая при температурах выше 500 о С – гудрон – используется как сырье установок термического крекинга, висбрекинга, коксования, производства битума.
Нефтепереработка – непрерывный технологический процесс, остановка которого предусмотрена только для проведения планово – предупредительного ремонта (ППР), ориентировочно каждые 3 года.
Одна из основных задач модернизации НПЗ, проводимой компаниями, – это увеличение межремонтного периода, который, к примеру, у Московского НПЗ составляет около 4,5 лет.
Основная техническая единица НПЗ – технологическая установка, комплекс оборудования которой позволяет выполнить все операции основных технологических процессов переработки.
– магистральные нефтепроводы (МНП) – основной для РФ вариант доставки сырой нефти,
Нефть поступает на заводской нефтетерминал (рис 1) в нефтяные резервуары (обычно, типа Шухова), который связан нефтепроводами со всеми технологическими установками завода.
Учет принятой на нефтетерминал нефти производится по приборам или путем замеров в нефтяных резервуарах.
Обессоливание служит для уменьшения коррозии технологического оборудования от сырой нефти.
Поступающую из нефтерезервуаров сырую нефть смешивают с водой для растворения солей и отправляют на ЭЛОУ – электрообессоливающую установку.
Электродегидраторы – цилиндрические аппараты со смонтированными внутри электродами – это основное оборудование ЭЛОУ.
Здесь под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), эмульсия (смесь воды и нефти) разрушается, вода собирается в низу аппарата и откачивается.
Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырье вводятся специальные вещества – деэмульгаторы.
Обессоленая и обезвоженная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти (АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка).
Нагрев нефти перед разделением на фракции производится в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.
В последнее время актуальность приобрела задача перевода печей с жидкого на газообразное топливо, что повышает эффективность техпроцесса и существенно улучшает экологию..
Атмосферная перегонка обеспечивает отбор светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих при температуре до 360°С, выход которых может составлять 45-60% на нефть.
Нагретая в печи нефть разделяются на отдельные фракции в ректификационной колонне – цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость – вниз.
Различные по размеру и конфигурации ректификационные колонны используются на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них меняется в интервале 20 – 60.
Тепло подводится в нижнюю часть колонны и отводится с верхней части колонны, поэтому температура в колонне постепенно снижается от низа к верху.
В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, а жидкий мазут – остаток атмосферной перегонки, откачивается с низа колонны.
Вакуумная перегонка обеспечивает отбор масляных дистиллятов или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) от мазута.
На НПЗ топливно-масляного профиля – отбор масляных дистиллятов, на НПЗ топливного профиля – вакуумного газойля.
Термическое разложение углеводородов (крекинг) начинается при при температуре более 380°С, а конец кипения вакуумного газойля – при 520°С и более.
Перегонка при близком к вакууму остаточном давлении 40-60 мм рт ст позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С, что позволяет отбирать масляные фракции..
Паровые или жидкостные эжекторы – основное оборудование для создания разряжения в колонне.
Получаемая на блоке АВТ бензиновая фракция не может быть использована по следующим причинам:
– содержит газы, в основном пропан и бутан, в превышающем требования по качеству объеме, что не позволяет использовать их как компоненты автомобильного бензина или товарного прямогонного бензина,
– процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции.
Поэтому используется техпроцесс, в результате которого от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется ее разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.
Продукты первичной переработки нефти, собственно, как и продукты в других техпроцессах переработки, охлаждаются:
– в теплообменниках, что обеспечивает экономию технологического топлива,
Далее продукты первичной переработки идут на очередные переделы.
Установка первичной переработки – обычно комбинированные ЭЛОУ – АВТ – 6 мощностью переработки до 6 млн т/ год нефти, в составе:
– блока ЭЛОУ, предназначенного для подготовки нефти к переработке путем удаления из нее воды и солей,
– блока АТ, предназначенного для разгонки светлых нефтепродуктов на узкие фракции,
– блока стабилизации, предназначенного для удаления из бензина газообразных компонентов, в тч коррозийно-активного сероводорода и углеводородных газов,
– блока вторичной разгонки бензиновых фракций, предназначенного для разделения бензина на фракции.
В стандартной конфигурации установки, сырая нефть смешивается с деэмульгатором, нагревается в теплообменниках, 4 мя параллельными потоками обессоливается в 2 х ступенях горизонтальных электродегидраторов, дополнительно нагревается в теплообменниках и направляется в отбензинивающую колонну.
Тепло к нижнейчасти этой колонны подводится горячей струей, циркулирующей через печь.
Далее частично отбензиненная нефть из колонны после нагрева в печи направляется в основную колонну, где осуществляется ректификация с получением паров бензина в верхней части колонны, 3 боковых дистиллятов из отпарных колонн и мазута в нижней части колонны.
Отвод тепла в колонне осуществляется верхним испаряющим орошением и 2 мя промежуточными циркуляционными орошениями.
Смесь бензиновых фракций из колонн и направляется на стабилизацию в колонну, где сверху отбираются легкие головные фракции (жидкая головка), а снизу – стабильный бензин.
Стабильный бензин в колоннах подвергается вторичной перегонке с получением узких фракций, используемых в качестве сырья для каталитического риформинга.
Тепло к низу стабилизатора и колонн вторичной перегонки подводится циркулирующими флегмами, нагреваемыми в печи.
Мазут из основной колонны в атмосферной секции насосом подается в вакуумную печь, откуда с температурой 420 о С направляется в вакуумную колонну.
В нижнюю часть этой вакуумной колонны подается перегретый водяной пар.
С верха колонны водяной пар вместе с газообразными продуктами разложения поступает в поверхностные конденсаторы, откуда газы разложения отсасываются 3-ступенчатыми пароэжекторными вакуумными насосами.
Боковым погоном вакуумной колонны служат фракции, которые насосом через теплообменник и холодильник направляются в емкости.
В 3 сечениях вакуумной колонны организовано промежуточное циркуляционное орошение. Гудрон в низу вакуумной колонны откачивается насосом через теплообменник и холодильник в резервуары.
Аппаратура и оборудование АВТ-6 занимают площадку 265*130 м 2 , или 3.4 га.
– подстанцию, насосную станцию для перекачки воды и компрессорную станцию,
– конденсационно-холодильная аппаратура и промежуточные емкости, установленные на 1-ярусном ж/бетонном постаменте,
– многосекционные печи общей тепловой мощностью порядка 160 млн ккал*ч, используемых в качестве огневых нагревателей мазута, нефти и циркулирующей флегмы.
Фотографии установок первичной переработки различной конфигурации
Рис. 3. Установка ЭЛОУ-АВТ-6 Саратовского НПЗ. В центре – атмосферная колонна (показаны точки отбора фракций), справа – вакуумная
Рис. 4. Установки вторичной перегонки бензина и атмосферной перегонки на НПЗ «Славнефть-ЯНОС» (слева направо)
Рис. 5. Установка вакуумной перегонки мощностью 1,5 млн. тонн в год на Туркменбашинском НПЗ по проекту фирмы Uhde
Рис. 6. Установка вакуумной перегонки мощностью 1,6 млн. тонн в год на НПЗ «ЛУКОЙЛ-ПНОС». На переднем плане – трубчатая печь (жёлтого цвета)
Рис. 7. Вакуумсоздающая аппаратура фирмы Graham. Видны 3 эжектора, в которые поступают пары с верха колонны
Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются товарными н/продуктами.
Например, октановое число бензиновой фракции составляет около 65 пунктов, содержание серы в дизельной фракции может достигать 1,0% и более, тогда как норматив составляет, в зависимости от марки, 0,005% – 0,2%.
Кроме того, темные нефтяные фракции могут быть подвергнуты дальнейшей квалифицированной переработке.
Поэтому, нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов, которые обеспечивают улучшение качества н/продуктов и углубление переработки нефти.
Каталитический крекинг (каткрекинг) – важнейший процесс нефтепереработки, существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом.
Сущность процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора.
Целевой продукт установки КК – высокооктановый компонент бензина с октановым числом 90 п и более, его выход составляет 50 – 65% в зависимости от используемого сырья, применяемой технологии и режима.
Высокое октановое число обусловлено тем, что при каткрекинге происходит также изомеризация.
В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилен и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль – компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль – сырье для производства сажи, или компонент мазутов.
Мощность современных установок в среднем 1,5 – 2,5 млн т/год, но есть и 4,0 млн т/год.
Ключевым участком установки является реакторно-регенераторный блок.
В состав блока входит печь нагрева сырья, реактор, в котором непосредственно происходят реакции крекинга, и регенератор катализатора.
Назначение регенератора – выжиг кокса, образующегося в ходе крекинга и осаждающегося на поверхности катализатора. Реактор, регенератор и узел ввода сырья связаны трубопроводами (линиями пневмотранспорта), по которым циркулирует катализатор.
Мощностей каталитического крекинга на российских НПЗ в настоящее время недостаточно, и за счет ввода новых установок решается проблема с прогнозируемым дефицитом бензина.
Сырье с температурой 500-520°С в смеси с пылевидным катализатором движется по лифт-реактору вверх в течение 2-4 секунд и подвергается крекингу.
Продукты крекинга поступают в сепаратор, расположенный сверху лифт-реактора, где завершаются химические реакции и происходит отделение катализатора, который отводится из нижней части сепаратора и самотеком поступает в регенератор, в котором при температуре 700°С осуществляется выжиг кокса.
После этого восстановленный катализатор возвращается на узел ввода сырья.
Общая высота реакторно-регенераторного блока составляет 30 – 55 м, диаметры сепаратора и регенератора – 8 и 11 м соответственно для установки мощностью 2,0 млн т/год.
Продукты крекинга уходят с верха сепаратора, охлаждаются и поступают на ректификацию.
Каткрекинг может входить в состав комбинированных установок, включающих предварительную гидроочистку или легкий гидрокрекинг сырья, очистку и фракционирование газов.
Гидрокрекинг – процесс, направленный на получение высококачественных керосиновых и дизельных дистиллятов, а также вакуумного газойля путем крекинга углеводородов исходного сырья в присутствии водорода.
Одновременно с крекингом происходит очистка продуктов от серы, насыщение олефинов и ароматических соединений, что обуславливает высокие эксплуатационные и экологические характеристики получаемых топлив.
Например, содержание серы в дизельном дистилляте гидрокрекинга составляет миллионные доли %.
Получаемая бензиновая фракция имеет невысокое октановое число, ее тяжелая часть может служить сырьем риформинга.
Гидрокрекинг также используется в масляном производстве для получения высококачественных основ масел, близких по эксплуатационным характеристикам к синтетическим.
Линейка сырья гидрокрекинга довольно широкая – прямогонный вакуумный газойль, газойли каталитического крекинга и коксования, побочные продукты маслоблока, мазут, гудрон.
Установки гидрокрекинга, как правило, строятся большой единичной мощности переработки – 3-4 млн т/год.
Обычно объемов водорода, получаемых на установках риформинга, недостаточно для обеспечения гидрокрекинга, поэтому на НПЗ сооружаются отдельные установки по производству водорода путем паровой конверсии углеводородных газов.
Технологические схемы принципиально схожи с установками гидроочистки – сырье, смешанное с водородосодержащим газом (ВСГ), нагревается в печи, поступает в реактор со слоем катализатора, продукты из реактора отделяются от газов и поступают на ректификацию.
Однако, реакции гидрокрекинга протекают с выделением тепла, поэтому технологической схемой предусматривается ввод в зону реакции холодного ВСГ, расходом которого регулируется температура. Гидрокрекинг – один из самых опасных процессов нефтепереработки, при выходе температурного режима из-под контроля, происходит резкий рост температуры, приводящий к взрыву реакторного блока.
Аппаратурное оформление и технологический режим установок гидрокрекинга различаются в зависимости от задач, обусловленных технологической схемой конкретного НПЗ, и используемого сырья.
Например, для получения малосернистого вакуумного газойля и относительно небольшого количества светлых (легкий гидрокрекинг), процесс ведется при давлении до 80 атм на одном реакторе при температуре около 350°С.
Для максимального выхода светлых (до 90%, в том числе до 20% бензиновой фракции на сырье) процесс осуществляется на 2 х реакторах.
При этом, продукты после 1 го реактора поступают в ректификационную колонну, где отгоняются полученные в результате химических реакций светлые, а остаток поступает во 2 й реактор, где повторно подвергается гидрокрекингу.
В данном случае, при гидрокрекинге вакуумного газойля давление составляет около 180 атм, а при гидрокрекинге мазута и гудрона – более 300.
Температура процесса, соответственно, варьируется в интервале 380 – 450°С и выше.
В России технология гидрокрекинга внедрена в 2000 х гг на НПЗ в Перми, Ярославле и Уфе, на ряде заводов установки гидроочистки реконструированы под процесс легкого гидрокрекинга.
Совместное строительство установок гидрокрекинга и каталитического крекинга в рамках комплексов глубокой переработки нефти представляется наиболее эффективным для производства высокооктановых бензинов и высококачественных средних дистиллятов.
В ходе вышеуказанных технологических процессов вырабатываются только компоненты моторных, авиационных и котельных топлив с различными показателями качества.
Например, октановое число прямогонного бензина составляет около 65, риформата – 95-100, бензина коксования – 60.
Другие показатели качества (например, фракционный состав, содержание серы) у компонентов также различаются.
Для получения товарных н/продуктов организуется смешение полученных компонентов в соответствующих емкостях НПЗ в соотношениях, которые обеспечивают нормируемые показатели качества.
Расчет рецептуры смешения (компаундирования) компонентов осуществляется при помощи модулей математических моделей, используемых для планирования производства по НПЗ в целом.
Исходными данными для моделирования являются прогнозные остатки сырья, компонентов и товарной продукции, план реализации н/продуктов в разрезе ассортимента, плановый объем поставок нефти. Таким образом возможно рассчитать наиболее эффективные соотношения между компонентами при смешении.
Зачастую на заводах используются устоявшиеся рецептуры смешения, которые корректируются при изменении технологической схемы.
Компоненты н/продуктов в заданном соотношении закачиваются в емкость для смешения, куда также могут подаваться присадки.
Полученные товарные н/продукты проходят контроль качества и откачиваются в резервуары товарно-сырьевой базы, откуда отгружаются потребителю.
– перевозка ж/д транспортом – основной способ доставки н/продуктов в России. Для погрузки в вагоны-цистерны используются наливные эстакады.
Http://neftegaz. ru/science/view/512-Osnovnye-tehnologicheskie-protsessy-toplivnogo-proizvodstva.-Neftepererabotka-kratko
В состав современного нефтеперерабатывающего завода входят установки, предназначенные как для производства топливных и масляных компонентов, так и для получения сырья для нефтехимического синтеза.
При выборе направления переработки нефти учитывают следующие факторы: 1) потребность в определенных нефтепродуктах; 2) качество перерабатываемой нефти; 3) технический уровень разработки отдельных процессов.
Выбор схемы завода определяет первый фактор, по нему с учетом качества исходной нефти выбирают процессы, их режим и мощность отдельных установок.
Ниже (рис. 3) рассматривается принципиальная схема современного нефтеперерабатывающего завода при работе на сернистых нефтях (нефть восточных районов страны с содержанием около 1, 6% серы, 5000-6000 мг солей на 1 литр и 20-40% смолистых веществ и парафина).
Нефть после двухступенчатой электрообессоливающей установки поступает на атмосферно-вакуумную перегонку, в результате которой получается несколько светлых дистиллятов, тяжелый газойль и гудрон. Фракцию тяжелого бензина подвергают каталитическому риформингу для получения высокооктанового компонента бензина или ароматических углеводородов. Кроме того, риформингу подвергается бензиновый дистиллят коксования. Оба компонента сырья предварительно проходят гидроочистку. Предусмотрена экстракция ароматических углеводородов из жидких продуктов риформинга. Керосиновый дистиллят и легкий газойль проходят гидроочистку и используются после этого как компоненты дизельного топлива. Тяжелый вакуумный газойль подвергают каталитическому крекингу в смеси с газойлем коксования.
Гудрон поступает на установку коксования, жидкие продукты этого процесса являются сырьем для установок каталитического риформинга и каталитического крекинга. Кроме того, на установке получают кокс, который можно использовать в качестве топлива. Газ разделяют на компоненты на газофракционирующей установке. Сероводород, получаемый в результате очистки газа, а также с установок гидроочистки, перерабатывают на отдельной установке производства элементарной серы. При этом достигается утилизация серы, содержащейся в сырье (нефти) и исключается загрязнение атмосферы.
Газообразные углеводороды перерабатывают на установках алкилирования (фракция С4) и полимеризации (фракция С3) с получением высокооктановых компонентов. Общий отбор светлых нефтепродуктов составляет 69, 0% на нефть.
На установке карбамидной депарафинизации вырабатывают зимние сорта дизельного топлива. На этой же установки получают жидкий парафин-сырье для производства жирных кислот и других химических продуктов.
Http://www. engineer-oht. ru/index. php? catid=40&id=379:2013-08-19-07-46-28&Itemid=66&option=com_content&view=article
Изобретение относится, преимущественно, к нефтяной промышленности. Нефтеперерабатывающий завод содержит образующие гидравлическую систему резервуарный парк для приема и хранения сырой нефти, связанный с ним посредством имеющих запорную и/или запорно-регулировочную арматуру с запирающим элементом образующих обвязку технологических трубопроводов, снабженных насосным оборудованием, преимущественно, в виде насосов с электроприводом, технологический комплекс установок по очистке и разделению нефти на фракции, получению коммерческих нефтепродуктов с возможным, по меньшей мере, частичным компаундированием, котельную и/или установки и агрегаты по выработке тепловой или электрической и тепловой энергии, соединенные соответственно сетью или сетями трубопроводов с источником холодного и/или горячего водоснабжения и с внутренними и/или внешними потребителями тепловой энергии, по меньшей мере, одна система утилизации горючих отходов, а также снабженный обвязкой технологических трубопроводов, предпочтительно, связанный с упомянутыми основными технологическими установками с образованием части основной гидравлической системы завода резервуарный парк для хранения разделенных фракций и коммерческих нефтепродуктов. По меньшей мере, один выполненный напорным и снабженный соответственно не менее чем одним напорным насосом с электроприводом технологический трубопровод и/или трубопровод сети холодного и/или горячего водоснабжения оборудован гидромеханическим устройством для плавной нагрузки гидравлической системы, подключенным, по меньшей мере, к одному напорному трубопроводу, преимущественно, с напорной стороны на участке между создающим напор в трубопроводе насосом или насосной группой и ближайшей запорной и/или запорно-регулировочной арматурой, сообщенным с трубопроводом по рабочему телу, преимущественно, по перекачиваемой жидкости и смонтированным с возможностью автоматического пролонгированного включения и выключения запорной и/или запорно-регулировочной арматуры. Гидромеханическое устройство включает последовательно соединенные между собой входной патрубок, регулятор скорости открытия запорной и/или запорно-регулировочной арматуры и передачи нагрузки на гидравлическую систему и гидромеханический привод, включающий силовую камеру с корпусом, содержащим, по меньшей мере, один отсек с изменяющимся рабочим объемом, регулируемо возвратно наполняемым жидким рабочим телом при возрастании давления в трубопроводе, и передаточный механизм. Подключение к трубопроводу гидромеханического устройства выполнено двойным: на входе входным патрубком оно сообщено с трубопроводом по рабочему телу, а на выходе – кинематически гидромеханическим приводом с запирающим элементом упомянутой арматуры, причем передаточный механизм выполнен подвижным, соединенным с силовой камерой по типу «поршень-шток» или «мембрана-шток». Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности включать насосы и осуществлять набор оборотов, близких к рабочим при закрытой арматуре, что снижает энергозатраты при запуске электродвигателей насосов, а также автоматически достигаемую плавность открытия задвижек и включения гидравлических систем и обеспечение быстрого сброса давления в устройстве и отключение систем при выключении двигателей. 19 з. п. ф-лы, 11 ил. 
Изобретение относится, преимущественно, к нефтяной промышленности и может быть реализовано на нефтеперерабатывающих заводах и предприятиях химической промышленности.
Из существующего уровня техники (RU 17004 U1, 10.03.2001) известна нефтеперерабатывающая станция для разгонки многокомпонентных смесей, содержащая линию подвода нефтяной смеси и линии отвода жидких фракций, а также последовательно соединенные трубопроводами две ступени разгонки нефтяной смеси, каждая из которых включает конденсатор и подогреватель нефтяной смеси, одну или несколько ступеней разгонки нефтяной смеси и последовательно установленные на линии подвода нефтяной смеси теплообменники, представляющие собой комбинированные рекуперативные подогреватели нефтяной смеси и охладители, а также насос и печь для подогрева нефтяной смеси, причем каждая ступень разгонки нефтяной смеси снабжена испарителем со встроенным подогревателем нефтяной смеси, выполненным в виде топочного устройства для сжигания жидкого или газообразного топлива, верхняя часть испарителя соединена трубопроводом с конденсатором, а нижняя часть испарителя каждой ступени через клапанное устройство сообщена трубопроводом с соответствующим теплообменником. Недостатком данного технического решения является отсутствие защиты от гидроударов.
Также из уровня техники известно устройство управления приводом клапана для гашения гидроударов SU 1245792 A1, 23.07.1986, в том числе для использования в нефтехимической промышленности, содержащее две сообщенные между собой через обратный клапан с дросселем и с приводом клапана емкости с гибкими разделителями, одна из которых подключена к магистрали до обратного клапана, а другая – после него, с целью повышения эффективности устройства путем обеспечения возможности его неоднократного срабатывания устройство дополнительно снабжено дифференциальным цилиндром с двумя сильфонными разделителями различного диаметра, причем полость сильфонного разделителя большего диаметра сообщена с приводом клапана и емкостями, полость меньшего диаметра – через дополнительно установленный обратный клапан с дросселем с емкостью, подключенной после обратного клапана, а полость дифференциального цилиндра между сильфонными разделителями – с атмосферой. Недостатками данного технического решения является его усложненность, наличие большого количества элементов и, как следствие, недостаточная надежность устройства в целом.
Технической задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является обеспечение необходимого уровня безопасности и снижение энергозатрат при эксплуатации как отдельных гидравлических и/или насосных систем нефтеперерабатывающего завода, содержащих несжимаемые жидкости или смеси, так и нефтеперерабатывающего завода в целом, а также значительное снижение затрат на ремонт и обслуживание оборудования.
Поставленная задача решается за счет того, что нефтеперерабатывающий завод согласно изобретению содержит образующие гидравлическую систему резервуарный парк для приема и хранения сырой нефти, связанный с ним посредством имеющих запорную и/или запорно-регулировочную арматуру с запирающим элементом образующих обвязку технологических трубопроводов, снабженных насосным оборудованием, преимущественно, в виде насосов с электроприводом, технологический комплекс установок по очистке и разделению нефти на фракции, получению коммерческих нефтепродуктов с возможным, по меньшей мере, частичным компаундированием, котельную и/или установки и агрегаты по выработке тепловой или электрической и тепловой энергии, соединенные соответственно сетью или сетями трубопроводов с источником холодного и/или горячего водоснабжения и с внутренними и/или внешними потребителями тепловой энергии, по меньшей мере, одна система утилизации горючих отходов, а также снабженный обвязкой технологических трубопроводов, предпочтительно, связанный с упомянутыми основными технологическим установками с образованием части основной гидравлической системы завода резервуарный парк для хранения разделенных фракций и коммерческих нефтепродуктов, при этом, по меньшей мере, один выполненный напорным и снабженный соответственно не менее чем одним напорным насосом с электроприводом технологический трубопровод и/или трубопровод сети холодного и/или горячего водоснабжения оборудован гидромеханическим устройством для плавной нагрузки гидравлической системы, подключенным, по меньшей мере, к одному напорному трубопроводу, преимущественно, с напорной стороны на участке между создающим напор в трубопроводе насосом или насосной группой и ближайшей запорной и/или запорно-регулировочной арматурой, сообщенным с трубопроводом по рабочему телу, преимущественно, по перекачиваемой жидкости и смонтированным с возможностью автоматического пролонгированного включения и выключения запорной и/или запорно-регулировочной арматуры, при этом гидромеханическое устройство включает последовательно соединенные между собой входной патрубок, имеющий корпус регулятор скорости открытия запорной и/или запорно-регулировочной арматуры и передачи нагрузки на гидравлическую систему, снабженный обратным клапаном и жиклером, и гидромеханический привод, включающий силовую камеру с корпусом, содержащим, по меньшей мере, один отсек с изменяющимся рабочим объемом, регулируемо возвратно наполняемым жидким рабочим телом при возрастании давления в трубопроводе, и передаточный механизм, при этом подключение к трубопроводу гидромеханического устройства выполнено двойным: на входе входным патрубком оно сообщено с трубопроводом по рабочему телу, а на выходе – кинематически гидромеханическим приводом с запирающим элементом упомянутой арматуры, причем передаточный механизм выполнен подвижным, соединенным с силовой камерой по типу «поршень-шток» или «мембрана-шток», при этом шток, в свою очередь, подвижно связан с образованием привода с запирающим элементом упомянутой арматуры с возможностью автоматических перемещений запирающего элемента в диапазоне от полного перекрытия до полностью открытого на проток трубопровода и наоборот.
При этом технологический комплекс установок по очистке и разделению нефти на фракции может содержать, по меньшей мере, одну колонну атмосферно-вакуумной перегонки нефти, снабженную образующей гидравлическую систему обвязкой и внутризаводской коммуникационной сетью или сетями технологических трубопроводов, а также, по меньшей мере, дополнительными гидравлическими системами, образованными из внутризаводских сетей трубопроводов холодного и/или горячего водоснабжения и паропроводов, причем каждая из упомянутых систем снабжена насосным оборудованием, включающим не менее одного напорного насоса, преимущественно, с электроприводом, и запорную и/или запорно-регулировочную арматуру с запирающим элементом и выполнены с возможностью подключения в зоне между упомянутым насосом и арматурой упомянутого гидромеханического устройства для плавной нагрузки гидравлической системы.
Нефтеперерабатывающий завод может быть снабжен комплексом технологических установок, преимущественно, в который входят гидравлически связанные с колонной атмосферно-вакуумной перегонки нефти, по меньшей мере, по одной установке вторичной перегонки нефти, газофракционирования, каталитического крекинга с гидроочисткой сырья и газофракционированием, гидроочистки легких фракций первичной перегонки нефти, включая гидроочистку дизельного топлива и керосина, образующие технологические цепочки установка висбрекинга гудрона и гидравлически связанная с ней и с упомянутой установкой каталитического крекинга гидроочисткой сырья и газофракционирования по промежуточным преобразованиям и синтезу продуктов установка котельного топлива; и, кроме того, установка по технологической доводке наиболее тяжелой фракции первичной переработки нефти, а именно, производства нефтебитума и выработки, по меньшей мере, таких коммерческих продуктов, как битум дорожный и битум строительный.
По меньшей мере, одна колонна атмосферно-вакуумной перегонки нефти может быть выполнена с возможностью получения высокооктанового прямогонного бензина высокого качества, например экспортного, непосредственно из колонны и путем смешения-компаундирования легкоиспаряемых фракций из упомянутой колонны и аналогичных фракций, полученных в результате прохождения в упомянутой колонне первичной перегонки нефти и последующего разделения в установке гидроочистки дизельного топлива и керосина, при этом для получения товарного продукта из относительно тяжелой фракции с температурой кипения, соответствующей например, температурному диапазону кипения дизельного топлива упомянутая установка гидроочистки дизельного топлива и керосина гидравлически соединена, преимущественно, с емкостью для введения в упомянутую технологическую фракцию депрессорных присадок для получения товарных вариантов дизельного топлива, при этом технологические трубопроводы упомянутой гидравлической системы оснащены необходимой запорной и/или запорно-регулировочной арматурой и, по крайней мере, часть из них подключена к насосному оборудованию, а, по меньшей мере, один из трубопроводов, соединяющих упомянутые технологические установки, выполнен напорным и смонтирован с возможностью подключения упомянутого гидромеханического устройства для плавной нагрузки гидравлической системы.
Гидравлически связанные между собой и, по меньшей мере, объединенные по продукту в группы технологические установки могут образовывать технологический комплекс по первичной перегонке нефти и последующей обработке, выделению и/или смешению выделенных фракций, введению присадок, утилизации отходов, включая попутные и сопутствующие газы, при этом для получения дополнительного выхода и получения товарной продукции из светлых фракций, в первую очередь, автомобильных бензинов с октановым числом от 80 до 95 марок АИ-80-ЭК, АИ-92-ЭК, регуляр Евро-92, АИ-95-ЭК, премиум Евро-95 завод оснащен, по меньшей мере, одной установкой каталитического риформинга, на входе гидравлически связанной с образованием технологической цепочки через установку вторичной перегонки нефти с колонной атмосферно-ваккумной перегонки нефти, а на выходе дважды связана с установкой получения бензинов упомянутых товарных марок, в том числе непосредственно, по меньшей мере, одним трубопроводом, оснащенным, по крайней мере, запорной и/или запорно-регулировочной арматурой с ручным и/или электроприводом и опосредственно через упомянутую установку газофракционирования и отдельным трубопроводом установка каталитического риформинга связана с факельной установкой и с блоком утилизации попутных и сопутствующих газов.
Технологический комплекс нефтеперерабатывающего завода может включать установку производства водорода, гидравлически связанную по продукту с установкой каталитического крекинга с гидроочисткой сырья – темных фракций первичной перегонки нефти в колонне атмосферно-вакуумной перегонки нефти, при этом упомянутая установка каталитического крекинга на выходе технологически связана по вязкотекучей фракции с установкой для получения котельного топлива, а по другим выделенным фракциям с технологическими установками по производству серы для утилизации отхода переработки сернистых и высокосернистых нефтей и/или с установками по производству и переработке, например, полипропилена, причем практически каждая из упомянутых установок и/или технологических цепочек оснащена дополнительной обвязкой либо обвязками или подведенным к ним не менее чем одним трубопроводом гидравлических сетей холодного и/или горячего водоснабжения, оснащенных запорной и/или запорно-регулировочной арматурой, подключенных не менее чем к одному напорному насосу, преимущественно, с электроприводом и содержит в своем составе или подключена не менее чем к одному трубопроводу, аналогично оснащенному упомянутой арматурой и насосным оборудованием, который в свою очередь выполнен с возможностью подключения к нему упомянутого гидромеханического устройства для плавной нагрузки соответствующей из упомянутых гидравлических систем.
В корпусе регулятора скорости открытия упомянутой арматуры могут быть размещены вышеупомянутые обратный клапан и жиклер, причем жиклер и обратный клапан выполнены конструктивно совмещенными.
Обратный клапан регулятора скорости открытия упомянутой арматуры может содержать имеющий пропускной канал с выходными отверстиями шток с выполненной на одном его конце заслонкой, а на другом – жиклером, включающим регулирующий, предпочтительно, винтовой элемент, введенный в пропускной канал штока обратного клапана с возможностью, по крайней мере, частичного перекрытия проходного сечения пропускного канала – пропускного отверстия для его калибровки с помощью иглы жиклера, которой снабжен винтовой элемент, путем изменения ее положения относительно пропускного канала.
Регулятор скорости открытия упомянутой арматуры может быть снабжен возвратным устройством, связанным с обратным клапаном и/или жиклером и выполненным, например, в виде пружины.
Регулятор скорости открытия упомянутой арматуры может быть снабжен возвратным устройством, установленным на винтовом элементе жиклера и выполненным, например, в виде пружины.
Корпус регулятора скорости открытия запорной и/или запорно-регулировочной арматуры может содержать, по меньшей мере, три отсека, в первом отсеке расположена заслонка обратного клапана с выполненным в ней входным отверстием пропускного канала, во втором отсеке расположен, по крайней мере частично, шток обратного клапана и, по меньшей мере, одно выходное отверстие пропускного канала, выполненное в штоке, в третьем отсеке расположен винтовой элемент жиклера и возвратное устройство регулятора скорости открытия, при этом второй отсек соединен по рабочему телу с силовой камерой, а в корпусе регулятора скорости открытия в области третьего отсека выполнено отверстие, закрытое винтовой заглушкой для обеспечения регулировки проходного сечения пропускного канала посредством винтового элемента.
Для изменения положения иглы жиклера относительно пропускного отверстия жиклер может быть снабжен устройством калибровки, выполненным с возможностью его регулировки вручную с внешней стороны корпуса регулятора скорости открытия запорной и/или запорно-регулировочной арматуры.
Силовая камера может быть снабжена герметичной упругой мембраной, разделяющей корпус силовой камеры на упомянутый заполняемый рабочим телом отсек с изменяющимся рабочим объемом и незаполняемый им отсек, причем мембрана выполнена с возможностью знакопеременной деформации, направленной в зависимости от давления как в сторону заполняемого отсека, так и в сторону незаполняемого отсека силовой камеры, причем в незаполняемом отсеке силовой камеры выполнено отверстие с закрепленной в нем направляющей втулкой, обеспечивающей поступательное движение передаточного механизма.
Гидромеханическое устройство может быть снабжено возвратным устройством гидромеханического привода, связанным с передаточным механизмом и/или мембраной привода и выполненным, например, в виде пружины.
Силовая камера может быть снабжена поршнем, разделяющим корпус силовой камеры на упомянутый заполняемый рабочим телом отсек с изменяющимся рабочим объемом и незаполняемый им отсек и выполненным с возможностью перемещения в силовой камере в зависимости от изменения давления, причем в незаполняемом отсеке силовой камеры выполнено отверстие с закрепленной в нем направляющей втулкой, обеспечивающей поступательное движение передаточного механизма.
Запорная и/или запорно-регулировочная арматура может быть выполнена с имеющим шпиндель запорным органом, а передаточный механизм состоит, по меньшей мере, из двух элементов, при этом первый элемент – шток передаточного механизма через предохранительную накладку соединен с мембраной силовой камеры, а второй элемент соединен с запорным органом запорно-регулировочной арматуры, предпочтительно, через шпиндель с возможностью поворотного перемещения последней.
Первый и второй элементы передаточного механизма могут быть выполнены прямолинейными и соединены между собой подвижно, например шарнирно, причем во втором элементе в месте соединения его с первым выполнено отверстие, внутри которого расположен штифт, соединяющий оба указанных элемента, причем второй элемент передаточного механизма выполнен с возможностью поворота от 0 до 90 градусов от исходного положения, при этом 0 градусов соответствует, например, полностью закрытой арматуре, а значение 90 градусов – полностью открытой.
Запорная и/или запорно-регулировочная арматура может представлять собой кран, например шаровой.
Передаточный механизм, взаимодействующий с запорной и/или запорно-регулировочной арматурой, может быть выполнен в виде рычага или кривошипного механизма, или зубчатой рейки.
Максимальная пропускная способность обратного клапана регулятора скорости открывания упомянутой арматуры, по меньшей мере, в два раза может превышать максимальную пропускную способность жиклера.
Техническим результатом, достигаемым при использовании заявленного изобретения, является обеспечение безопасности и снижение энергозатрат при эксплуатации гидравлических систем, обеспечивающих работу систем нефтеперерабатывающего завода, содержащих несжимаемые жидкости, а также повышение долговечности и надежности работы всего комплекса нефтеперерабатывающего завода, снижение затрат на ремонт и обслуживание оборудования вследствие снижения нагрузки на элементы гидравлической системы – запорную и/или запорно-регулировочную арматуру, трубопроводы и на насосное оборудование, что достигается разработанным в изобретении сочетанием существенных признаков, создающих совокупный положительный эффект, превышающий сумму входящих эффектов от отдельных элементов изобретения, а именно принятое в изобретении расположение сообщенных с трубопроводами по рабочим телам или рабочей среде на участках между насосами и запорной и/или запорно-регулировочной арматурой, позволяет включать насосы и осуществлять набор оборотов, близких к рабочим, при закрытой арматуре, что снижает энергозатраты при запуске электродвигателей насосов, а последовательность расположения и предложенные конструктивные решения регулятора скорости открытия и гидромеханического привода арматуры обеспечивают, с одной стороны, автоматически достигаемую плавность открытия задвижек и включения гидравлических систем, а, с другой стороны, обеспечивают быстрый сброс давления в устройстве и отключение систем при выключении двигателей. Последнее достигается за счет предложенного в изобретении регулируемого соотношения пропускной способности впускного жиклера и обратного клапана, а также за счет выполнения разделительной мембраны упругоподатливой, установленной в жесткой силовой камере, что обеспечивает плавное движение передаточного механизма гидромеханического привода в режиме открывания задвижки и более быстрое, но также плавное закрывание, усиленное срабатывающей в режиме обратного хода за счет дополнительной энергии пружинного усилителя хода. Это создает в совокупности необходимую плавность и регулируемую быстроту работы устройства, а также экономичность, возможность как автономной, так и совместной с другими устройствами работы в гидравлических системах.
Техническое решение иллюстрируется чертежами, на которых представлен частный случай выполнения гидромеханического устройства, не охватывающий и тем более не ограничивающий весь объем притязаний данного решения, где:
На фиг.1 изображено соединенное с трубопроводом гидромеханическое устройство с силовой камерой, снабженной герметичной упругой мембраной (рабочее тело или рабочая среда не показаны);
На фиг.2 – соединенное с трубопроводом гидромеханическое устройство с силовой камерой, снабженной поршнем (рабочее тело или рабочая среда не показаны);
На фиг.3 – регулятор скорости открытия запорной и/или запорно-регулировочной арматуры с выкрученной заглушкой;
На фиг.5 – гидромеханическое устройство в начале процесса открытия упомянутой арматуры – двигатель насоса в фазе выхода с холостого хода на рабочие обороты;
На фиг.6 – гидромеханическое устройство с полностью открытой упомянутой арматурой – двигатель в фазе работы на полную мощность;
На фиг.7 – гидромеханическое устройство после окончания воздействия давления при выключенном двигателе;
На фиг.8 – гидромеханическое устройство в варианте выполнения с промежуточным (дополнительным) рабочим телом;
На фиг.9 – гидромеханическое устройство в варианте выполнения с несколькими промежуточными (дополнительными) рабочими телами;
На фиг.10 – вариант выполнения гидромеханического устройства с передаточным механизмом в виде зубчатых рейки и колеса;
На фиг.11 – схема гидравлической системы для перекачивания жидкости с гидромеханическим устройством.
Нефтеперерабатывающий завод (на чертежах не показано) содержит образующие гидравлическую систему 1 резервуарный парк для приема и хранения сырой нефти, связанный с ним посредством имеющих запорную и/или запорно-регулировочную арматуру 2 с запирающим элементом (на чертежах не показано) образующих обвязку технологических трубопроводов, снабженных насосным оборудованием, преимущественно, в виде насосов 3 с электроприводом, технологический комплекс (на чертежах не показано) установок по очистке и разделению нефти на фракции, получению коммерческих нефтепродуктов с возможным, по меньшей мере частичным, компаундированием, котельную и/или установки и агрегаты (на чертежах не показано) по выработке тепловой или электрической и тепловой энергии, соединенные соответственно сетью или сетями трубопроводов с источником холодного и/или горячего водоснабжения и с внутренними и/или внешними потребителями тепловой энергии, по меньшей мере, одна система утилизации горючих отходов (на чертежах не показано), а также снабженный обвязкой технологических трубопроводов, предпочтительно, связанный с упомянутыми основными технологическим установками с образованием части основной гидравлической системы завода резервуарный парк (на чертежах не показано) для хранения разделенных фракций и коммерческих нефтепродуктов.
По меньшей мере, один выполненный напорным и снабженный соответственно не менее чем одним напорным насосом 4 с электроприводом технологический трубопровод 3 и/или трубопровод сети холодного и/или горячего водоснабжения оборудован гидромеханическим устройством 5 для плавной нагрузки гидравлической системы 1, подключенным, по меньшей мере, к одному напорному трубопроводу 3, преимущественно, с напорной стороны на участке между создающим напор в трубопроводе 3 насосом 4 или насосной группой и ближайшей запорной и/или запорно-регулировочной арматурой 2, сообщенным с трубопроводом по рабочему телу 6, преимущественно, по перекачиваемой жидкости и смонтированным с возможностью автоматического пролонгированного включения и выключения запорной и/или запорно-регулировочной арматуры 2.
Упомянутое гидромеханическое устройство 5 включает последовательно соединенные между собой входной патрубок 7, имеющий корпус 8 регулятор скорости открытия 9 запорной и/или запорно-регулировочной арматуры 2 и передачи нагрузки на гидравлическую систему 1, снабженный обратным клапаном 10 и жиклером 11, и гидромеханический привод 12, включающий силовую камеру 13 с корпусом 14, содержащим, по меньшей мере, один отсек 15 с изменяющимся рабочим объемом, регулируемо возвратно наполняемым жидким рабочим телом 6 при возрастании давления в трубопроводе 3, и передаточный механизм 16. Подключение к трубопроводу 3 гидромеханического устройства 5 выполнено двойным: на входе входным патрубком 7 оно сообщено с трубопроводом 3 по рабочему телу 6, а на выходе – кинематически гидромеханическим приводом 12 с запирающим элементом упомянутой арматуры 2.
Передаточный механизм 16 выполнен подвижным, соединенным с силовой камерой 13 по типу «поршень-шток» или «мембрана-шток». Шток 17, в свою очередь, подвижно связан с образованием привода с запирающим элементом запорной и/или запорно-регулировочной арматурой 2 с возможностью автоматических перемещений запирающего элемента в диапазоне от полного перекрытия до полностью открытого на проток трубопровода 3 и наоборот.
Технологический комплекс установок по очистке и разделению нефти на фракции содержит, по меньшей мере, одну колонну атмосферно-вакуумной перегонки нефти (на чертежах не показано), снабженную образующей гидравлическую систему 1 обвязкой и внутризаводской коммуникационной сетью или сетями технологических трубопроводов 3, а также, по меньшей мере, дополнительными гидравлическими системами, образованными из внутризаводских сетей трубопроводов холодного и/или горячего водоснабжения и паропроводов, причем каждая из упомянутых систем 1 снабжена насосным оборудованием, включающим не менее одного напорного насоса 4, преимущественно, с электроприводом, и запорную и/или запорно-регулировочную арматуру 2 с запирающим элементом и выполнена с возможностью подключения в зоне между упомянутым насосом 3 и арматурой 2 упомянутого гидромеханического устройства 5 для плавной нагрузки гидравлической системы.
Нефтеперерабатывающий завод снабжен комплексом технологических установок (на чертежах не показано), преимущественно, в который входят гидравлически связанные с колонной атмосферно-вакуумной перегонки нефти, по меньшей мере, по одной установке вторичной перегонки нефти, газофракционирования, каталитического крекинга с гидроочисткой сырья и газофракционированием, гидроочистки легких фракций первичной перегонки нефти, включая гидроочистку дизельного топлива и керосина, образующие технологические цепочки установка висбрекинга гудрона и гидравлически связанная с ней и с упомянутой установкой каталитического крекинга гидроочисткой сырья и газофракционирования по промежуточным преобразованиям и синтезу продуктов установка котельного топлива и, кроме того, установка по технологической доводке наиболее тяжелой фракции первичной переработки нефти, а именно производства нефтебитума и выработки, по меньшей мере, таких коммерческих продуктов, как битум дорожный и битум строительный.
По меньшей мере, одна колонна атмосферно-вакуумной перегонки нефти выполнена с возможностью получения высокооктанового прямогонного бензина высокого качества, например экспортного, непосредственно из колонны и путем смешения-компаундирования легкоиспаряемых фракций из упомянутой колонны и аналогичных фракций, полученных в результате прохождения в упомянутой колонне первичной перегонки нефти и последующего разделения в установке гидроочистки дизельного топлива и керосина, при этом для получения товарного продукта из относительно тяжелой фракции с температурой кипения, соответствующей, например, температурному диапазону кипения дизельного топлива упомянутая установка гидроочистки дизельного топлива и керосина гидравлически соединена, преимущественно, с емкостью для введения в упомянутую технологическую фракцию депрессорных присадок для получения товарных вариантов дизельного топлива, при этом технологические трубопроводы упомянутой гидравлической системы оснащены необходимой запорной и/или запорно-регулировочной арматурой и, по крайней мере, часть из них подключена к насосному оборудованию, а, по меньшей мере, один из трубопроводов, соединяющих упомянутые технологические установки, выполнен напорным и смонтирован с возможностью подключения упомянутого гидромеханического устройства для плавной нагрузки гидравлической системы.
Гидравлически связанные между собой и, по меньшей мере, объединенные по продукту в группы технологические установки образуют технологический комплекс (на чертежах не показано) по первичной перегонке нефти и последующей обработке, выделению и/или смешению выделенных фракций, введению присадок, утилизации отходов, включая попутные и сопутствующие газы, при этом для получения дополнительного выхода и получения товарной продукции из светлых фракций, в первую очередь, автомобильных бензинов с октановым числом от 80 до 95 марок АИ-80-ЭК, АИ-92-ЭК, регуляр Евро-92, АИ-95-ЭК, премиум Евро-95 завод оснащен, по меньшей мере, одной установкой каталитического риформинга, на входе гидравлически связанной с образованием технологической цепочки через установку вторичной перегонки нефти с колонной атмосферно-ваккумной перегонки нефти, а на выходе дважды связана с установкой получения бензинов упомянутых товарных марок, в том числе непосредственно, по меньшей мере, одним трубопроводом, оснащенным, по крайней мере, запорной и/или запорно-регулировочной арматурой с ручным и/или электроприводом, и опосредственно через упомянутую установку газофракционирования и отдельным трубопроводом установка каталитического риформинга связана с факельной установкой и с блоком утилизации попутных и сопутствующих газов.
Технологический комплекс нефтеперерабатывающего завода включает установку производства водорода (на чертежах не показано), гидравлически связанную по продукту с установкой каталитического крекинга с гидроочисткой сырья – темных фракций первичной перегонки нефти в колонне атмосферно-вакуумной перегонки нефти, при этом упомянутая установка каталитического крекинга на выходе технологически связана по вязкотекучей фракции с установкой для получения котельного топлива, а по другим выделенным фракциям с технологическими установками по производству серы для утилизации отхода переработки сернистых и высокосернистых нефтей и/или с установками по производству и переработке, например, полипропилена, причем практически каждая из упомянутых установок и/или технологических цепочек оснащена дополнительной обвязкой либо обвязками или подведенным к ним не менее, чем одним трубопроводом гидравлических сетей холодного и/или горячего водоснабжения, оснащенных запорной и/или запорно-регулировочной арматурой, подключенных не менее чем к одному напорному насосу, преимущественно, с электроприводом, и содержит в своем составе или подключена не менее чем к одному трубопроводу, аналогично оснащенному упомянутой арматурой и насосным оборудованием, который в свою очередь выполнен с возможностью подключения к нему упомянутого гидромеханического устройства для плавной нагрузки соответствующей из упомянутых гидравлических систем.
В гидромеханическом устройстве 6 в корпусе 8 регулятора скорости открытия 9 запорной и/или запорно-регулировочной арматуры 2 размещены вышеупомянутые обратный клапан 10 и жиклер 11, причем жиклер 11 и обратный клапан 10 выполнены конструктивно совмещенными. Обратный клапан 10 регулятора скорости открытия 9 упомянутой арматуры 2 содержит имеющий пропускной канал 18 с выходными отверстиями 19, 20 шток 21 с выполненной на одном его конце заслонкой 22, а на другом – жиклером 11, включающим регулирующий, предпочтительно винтовой, элемент 23, введенный в пропускной канал 18 штока 21 обратного клапана 10 с возможностью, по крайней мере частичного, перекрытия проходного сечения пропускного канала – пропускного отверстия для его калибровки – частичного перекрытия с помощью иглы 24 жиклера, которой снабжен винтовой элемент 23, путем изменения ее положения относительно пропускного канала, кроме того, регулятор скорости открытия 9 упомянутой арматуры снабжен возвратным устройством 25, связанным с обратным клапаном 10 и/или жиклером 11 и выполненным, например, в виде пружины.
Корпус 8 регулятора скорости открытия 9 запорной и/или запорно-регулировочной арматуры 2 содержит, по меньшей мере, три отсека. В первом отсеке 26 расположена заслонка 22 обратного клапана 10 с выполненным в ней входным отверстием 27 пропускного канала 18. Во втором отсеке 28 расположен, по крайней мере частично, шток 21 обратного клапана 10 и, по меньшей мере, одно выходное отверстие 19 или 20 пропускного канала 18, выполненное в штоке 21. В третьем отсеке 29 расположен винтовой элемент 23 жиклера 11 и возвратное устройство 25 регулятора скорости открытия 9 арматуры 2. Второй отсек 28 соединен по рабочему телу 6 с силовой камерой 13, а в корпусе 8 регулятора скорости открытия 9 упомянутой арматуры 2 в области третьего отсека 29 выполнено отверстие 30, закрытое винтовой заглушкой 31 для обеспечения регулировки проходного сечения калибруемого отверстия 32 пропускного канала 18 посредством винтового элемента.
Для изменения положения иглы 24 жиклера 11 относительно калибруемого отверстия 32 жиклер 11 снабжен устройством калибровки, например винтовым элементом 23, выполненным с возможностью его регулировки вручную с внешней стороны корпуса 8 регулятора скорости открытия 9 запорной и/или запорно-регулировочной арматуры 2.
Силовая камера 13 снабжена герметичной упругой мембраной 33, разделяющей корпус 14 силовой камеры 13 на упомянутый заполняемый рабочим телом 6 отсек 15 с изменяющимся рабочим объемом и не заполняемый им отсек 34. Мембрана 33 выполнена с возможностью знакопеременной деформации, направленной в зависимости от давления как в сторону заполняемого отсека 15, так и в сторону незаполняемого отсека 34 силовой камеры 13, при этом в незаполняемом отсеке 34 силовой камеры 13 выполнено отверстие 35 с закрепленной в нем направляющей втулкой 36, обеспечивающей поступательное движение передаточного механизма 16.
Гидромеханическое устройство 5 снабжено возвратным устройством 37 гидромеханического привода, связанным с передаточным механизмом 16 и/или мембраной привода и выполненным, например, в виде пружины.
Силовая камера 13 снабжена поршнем 38, разделяющим корпус 14 силовой камеры 14 на упомянутый заполняемый рабочим телом 6 отсек 15 с изменяющимся рабочим объемом и незаполняемый им отсек 34 и выполненным с возможностью перемещения в силовой камере в зависимости от изменения давления, причем в незаполняемом отсеке 34 силовой камеры 13 выполнено отверстие 35 с закрепленной в нем направляющей втулкой 36, обеспечивающей поступательное движение передаточного механизма 16.
Запорная и/или запорно-регулировочная арматура 2 выполнена с имеющим шпиндель запорным органом (на чертежах не показано), а передаточный механизм 16 состоит, по меньшей мере, из двух элементов. Первый элемент передаточного механизма – шток 17 через предохранительную накладку 39 соединен с мембраной 33 силовой камеры 13, а второй элемент 40 соединен с запорным органом запорной и/или запорно-регулировочной арматуры 2, предпочтительно, через шпиндель с возможностью поворотного перемещения последней. Первый и второй элементы 17 и 40 соответственно передаточного механизма 16 выполнены прямолинейными и соединены между собой подвижно, например шарнирно, причем во втором элементе 40 в месте соединения его с первым выполнено отверстие 41, например продолговатая прорезь, внутри которого расположен штифт 42, соединяющий оба указанных элемента. Второй элемент 40 передаточного механизма 16 выполнен с возможностью поворота от 0 до 90 градусов от исходного положения, при этом 0 градусов соответствует, например, полностью закрытой арматуре, а значение 90 градусов – полностью открытой.
Запорная и/или запорно-регулировочная арматура 2 может представлять собой кран, например шаровой.
Передаточный механизм 16, взаимодействующий с запорной и/или запорно-регулировочной арматурой 2, может быть выполнен в виде рычага или кривошипного механизма, или зубчатой рейки 43, или зубчатого колеса 44.
Максимальная пропускная способность обратного клапана 10 регулятора скорости открытия 9 упомянутой арматуры 2, по меньшей мере, в два раза превышает максимальную пропускную способность жиклера 11.
Рассмотрим работу нефтеперерабатывающего завода при перекачке нефти на участке прохождения нефтепродуктов от колонны атмосферно-вакуумной перегонки нефти до установки гидроочистки дизельного топлива и керосина. При прохождении в упомянутой колонне первичной перегонки нефти и последующего разделения в установке гидроочистки дизельного топлива и керосина для получения товарного продукта из относительно тяжелой фракции с температурой кипения, соответствующей, например, температурному диапазону кипения дизельного топлива, упомянутая установка гидроочистки дизельного топлива и керосина гидравлически соединена, преимущественно, с емкостью для введения в упомянутую технологическую фракцию депрессорных присадок для получения товарных вариантов дизельного топлива. Технологические трубопроводы упомянутой гидравлической системы 1 оснащены необходимой запорной и/или запорно-регулировочной арматурой 2 и, по крайней мере, часть из них подключена к насосному оборудованию, а, по меньшей мере, один из трубопроводов 3, соединяющих упомянутые технологические установки, выполнен напорным и смонтирован с возможностью подключения упомянутого гидромеханического устройства 5 для плавной нагрузки гидравлической системы.
В качестве рабочего тела 6 может быть использована, например, несжимаемая жидкость, циркулирующая в гидравлической системе 1 и/или перемещаемая по трубопроводу 3 гидравлической системы 1. Регулятор скорости открытия 9 запорной и/или запорно-регулировочной арматуры 2 может быть сообщен с силовой камерой 13 по другому – промежуточному (дополнительному) рабочему телу 45 или нескольким телам, жидким и/или газообразным. В качестве рабочего тела 6 и/или промежуточного (дополнительного) рабочего тела 45 может быть использован гель. При использовании нескольких рабочих тел на участке между регулятором скорости открытия 9 упомянутой арматуры и силовой камерой 13 может быть использовано устройство или устройства известной конструкций, препятствующие смешению рабочих тел между собой.
В начале процесса перекачивания при включении, по крайней мере, одного насоса 4, предпочтительно, с электродвигателем 46, сообщенного с одной стороны с источником жидкости, а с другой – с автоматическим гидромеханическим устройством 5, при этом пуск двигателя насоса 4 осуществляют в два этапа: на первом – при закрытой запорной и/или запорно-регулировочной арматуре 2 гидромеханического устройства 5, после чего двигатель работает, предпочтительно, на холостых или близких к ним оборотах, не перекачивая объем рабочей среды гидравлической системы, предпочтительно, жидкости по гидравлической системе, а нагнетая ее в регулятор скорости открытия 9 упомянутой арматуры 2, который присоединен к трубопроводу 3 на участке между насосом 4 и запорно-регулировочной арматурой 2 гидромеханического устройства 5. Жидкость – рабочее тело 6, проходя через жиклер 11 регулятора скорости открытия 9 запорной и/или запорно-регулировочной арматуры 2, попадает в силовую камеру 13. После наполнения силовой камеры 13 рабочее тело 6 – жидкость начинает воздействовать на мембрану 33, постепенно деформируя ее. Мембрана 33, деформируясь, приводит в движение первый элемент (шток) 17 передаточного механизма 16, движущийся поступательно пропорционально деформации мембраны 33, преодолевая при этом усилие возвратного устройства 37 привода – пружины. Поступательное движение с помощью первого элемента 17 гидромеханического привода 12, связанного со вторым элементом 40, преобразуется в движение запорного органа запорной и/или запорно-регулировочной арматуры 2, направленное на ее постепенное открытие в течение некоторого определенного промежутка времени. Перед эксплуатацией трубопровода 3 жиклер 11 регулятора скорости открытия 9 упомянутой арматуры 2 настраивают таким образом, чтобы обеспечить необходимый временной интервал от начала пуска двигателя насоса 4 при закрытой запорной и/или запорно-регулировочной арматуре 2 до полного ее открытия. После остановки двигателя и уменьшения давления в трубопроводе 3 жидкость вытесняют из силовой камеры 13 через открываемый под действием давления возвратного устройства 37 гидромеханического привода 12 обратный клапан 10 регулятора скорости открытия 9 упомянутой арматуры 2 усилием, создаваемым пружиной гидромеханического привода 12, которое превосходит усилие, создаваемое возвратным устройством 25 обратного клапана 10, причем максимальная пропускная способность обратного клапана 10, по меньшей мере, в два раза превышает максимальную пропускную способность жиклера 11.
1. Нефтеперерабатывающий завод, характеризующийся тем, что он содержит образующие гидравлическую систему резервуарный парк для приема и хранения сырой нефти, связанный с ним посредством имеющих запорную и/или запорно-регулировочную арматуру с запирающим элементом образующих обвязку технологических трубопроводов, снабженных насосным оборудованием, преимущественно в виде насосов с электроприводом, технологический комплекс установок по очистке и разделению нефти на фракции, получению коммерческих нефтепродуктов с возможным, по меньшей мере, частичным компаундированием, котельную и/или установки и агрегаты по выработке тепловой или электрической и тепловой энергии, соединенные соответственно сетью или сетями трубопроводов с источником холодного и/или горячего водоснабжения и с внутренними и/или внешними потребителями тепловой энергии, по меньшей мере, одна система утилизации горючих отходов, а также снабженный обвязкой технологических трубопроводов, предпочтительно связанный с упомянутыми основными технологическим установками с образованием части основной гидравлической системы завода резервуарный парк для хранения разделенных фракций и коммерческих нефтепродуктов, при этом, по меньшей мере, один выполненный напорным и снабженный соответственно не менее чем одним напорным насосом с электроприводом технологический трубопровод и/или трубопровод сети холодного и/или горячего водоснабжения оборудован гидромеханическим устройством для плавной нагрузки гидравлической системы, подключенным, по меньшей мере, к одному напорному трубопроводу преимущественно с напорной стороны на участке между создающим напор в трубопроводе насосом или насосной группой и ближайшей запорной и/или запорно-регулировочной арматурой, сообщенным с трубопроводом по рабочему телу преимущественно по перекачиваемой жидкости и смонтированным с возможностью автоматического пролонгированного включения и выключения запорной и/или запорно-регулировочной арматуры, при этом гидромеханическое устройство включает последовательно соединенные между собой входной патрубок, имеющий корпус, регулятор скорости открытия запорной и/или запорно-регулировочной арматуры и передачи нагрузки на гидравлическую систему, снабженный обратным клапаном и жиклером, и гидромеханический привод, включающий силовую камеру с корпусом, содержащим, по меньшей мере, один отсек с изменяющимся рабочим объемом, регулируемо возвратно наполняемым жидким рабочим телом при возрастании давления в трубопроводе, и передаточный механизм, при этом подключение к трубопроводу гидромеханического устройства выполнено двойным: на входе – входным патрубком оно сообщено с трубопроводом по рабочему телу, а на выходе – кинематически гидромеханическим приводом с запирающим элементом упомянутой арматуры, причем передаточный механизм выполнен подвижным, соединенным с силовой камерой по типу «поршень-шток» или «мембрана-шток», при этом шток, в свою очередь, подвижно связан с образованием привода с запирающим элементом упомянутой арматуры с возможностью автоматических перемещений запирающего элемента в диапазоне от полного перекрытия до полностью открытого на проток трубопровода и наоборот.
2. Нефтеперерабатывающий завод по п.1, отличающийся тем, что технологический комплекс установок по очистке и разделению нефти на фракции содержит, по меньшей мере, одну колонну атмосферно-вакуумной перегонки нефти, снабженную образующей гидравлическую систему обвязкой и внутризаводской коммуникационной сетью или сетями технологических трубопроводов, а также, по меньшей мере, дополнительными гидравлическими системами, образованными из внутризаводских сетей трубопроводов холодного и/или горячего водоснабжения и паропроводов, причем каждая из упомянутых систем снабжена насосным оборудованием, включающим не менее одного напорного насоса, преимущественно с электроприводом, и запорную и/или запорно-регулировочную арматуру с запирающим элементом и выполнены с возможностью подключения в зоне между упомянутым насосом и арматурой упомянутого гидромеханического устройства для плавной нагрузки гидравлической системы.
3. Нефтеперерабатывающий завод по п.2, отличающийся тем, что он снабжен комплексом технологических установок, преимущественно в который входят гидравлически связанные с колонной атмосферно-вакуумной перегонки нефти, по меньшей мере, по одной установке вторичной перегонки нефти, газофракционирования, каталитического крекинга с гидроочисткой сырья и газофракционированием, гидроочистки легких фракций первичной перегонки нефти, включая гидроочистку дизельного топлива и керосина, образующие технологические цепочки установка висбкрекинга гудрона и гидравлически связанная с ней и с упомянутой установкой каталитического крекинга гидроочисткой сырья и газофракционирования по промежуточным преобразованиям и синтезу продуктов установка котельного топлива; и кроме того, установка по технологической доводке наиболее тяжелой фракции первичной переработки нефти, а именно производства нефтебитума и выработки, по меньшей мере, таких коммерческих продуктов, как битум дорожный и битум строительный.
4. Нефтеперерабатывающий завод по п.2, отличающийся тем, что, по меньшей мере, одна колонна атмосферно-вакуумной перегонки нефти выполнена с возможностью получения высокооктанового прямогонного бензина высокого качества, например экспортного, непосредственно из колонны и путем смешения – компаундирования легкоиспаряемых фракций из упомянутой колонны и аналогичных фракций, полученных в результате прохождения в упомянутой колонне первичной перегонки нефти и последующего разделения в установке гидроочистки дизельного топлива и керосина, при этом для получения товарного продукта – из относительно тяжелой фракции с температурой кипения, соответствующей, например, температурному диапазону кипения дизельного топлива – упомянутая установка гидроочистки дизельного топлива и керосина гидравлически соединена преимущественно с емкостью для введения в упомянутую технологическую фракцию депрессорных присадок для получения товарных вариантов дизельного топлива, при этом технологические трубопроводы упомянутой гидравлической системы оснащены необходимой запорной и/или запорно-регулировочной арматурой и, по крайней мере, часть из них подключена к насосному оборудованию, а, по меньшей мере, один из трубопроводов, соединяющих упомянутые технологические установки, выполнен напорным и смонтирован с возможностью подключения упомянутого гидромеханического устройства для плавной нагрузки гидравлической системы.
5. Нефтеперерабатывающий завод по п.2, отличающийся тем, что гидравлически связанные между собой и, по меньшей мере, объединенные по продукту в группы технологические установки образуют технологический комплекс по первичной перегонке нефти и последующей обработке, выделению и/или смешению, выделенных фракций, введению присадок, утилизации отходов, включая попутные и сопутствующие газы, при этом для получения дополнительного выхода и получения товарной продукции из светлых фракций, в первую очередь, автомобильных бензинов с октановым числом от 80 до 95 марок АИ-80-ЭК, АИ-92-ЭК, регуляр Евро-92, АИ-95-ЭК, премиум Евро-95, завод оснащен, по меньшей мере, одной установкой каталитического риформинга, на входе гидравлически связанной с образованием технологической цепочки через установку вторичной перегонки нефти с колонной атмосферно-ваккумной перегонки нефти, а на выходе дважды связана с установкой получения бензинов упомянутых товарных марок, в том числе непосредственно, по меньшей мере, одним трубопроводом оснащенным, по крайней мере, запорной и/или запорно-регулировочной арматурой с ручным и/или электроприводом и опосредственно через упомянутую установку газофракционирования и отдельным трубопроводом установка каталитического риформинга связана с факельной установкой и с блоком утилизации попутных и сопутствующих газов.
6. Нефтеперерабатывающий завод по п.3, отличающийся тем, что технологический комплекс нефтеперерабатывающего завода включает установку производства водорода, гидравлически связанную по продукту с установкой каталитического крекинга с гидроочисткой сырья – темных фракций первичной перегонки нефти в колонне атмосферно-вакуумной перегонки нефти, при этом упомянутая установка каталитического крекинга на выходе технологически связана по вязко-текучей фракции с установкой для получения котельного топлива, а по другим выделенным фракциям с технологическими установками по производству серы для утилизации отхода переработки сернистых и высокосернистых нефтей и/или с установками по производству и переработке, например, полипропилена, причем практически каждая из упомянутых установок и/или технологических цепочек оснащена дополнительной обвязкой, либо обвязками или подведенным к ним не менее чем одним трубопроводом гидравлических сетей холодного и/или горячего водоснабжения, оснащенных запорной и/или запорно-регулировочной арматурой подключенных не менее чем к одному напорному насосу преимущественно с электроприводом и содержит в своем составе или подключена не менее чем к одному трубопроводу, аналогично оснащенному упомянутой арматурой и насосным оборудованием, который, в свою очередь, выполнен с возможностью подключения к нему упомянутого гидромеханического устройства для плавной нагрузки соответствующей из упомянутых гидравлических систем.
7. Нефтеперерабатывающий завод по п.1, отличающийся тем, что в корпусе регулятора скорости открытия упомянутой арматуры размещены вышеупомянутые обратный клапан и жиклер, причем жиклер и обратный клапан выполнены конструктивно совмещенными.
8. Нефтеперерабатывающий завод по п.1, отличающийся тем, что обратный клапан регулятора скорости открытия упомянутой арматуры содержит имеющий пропускной канал с выходными отверстиями, шток с выполненной на одном его конце заслонкой, а на другом – жиклером, включающим регулирующий, предпочтительно винтовой элемент, введенный в пропускной канал штока обратного клапана с возможностью, по крайней мере, частичного перекрытия проходного сечения пропускного канала – пропускного отверстия для его калибровки с помощью иглы жиклера, которой снабжен винтовой элемент, путем изменения ее положения относительно пропускного канала.
9. Нефтеперерабатывающий завод по п.1, отличающийся тем, что регулятор скорости открытия упомянутой арматуры снабжен возвратным устройством, связанным с обратным клапаном и/или жиклером и выполненным, например, в виде пружины.
10. Нефтеперерабатывающий завод по п.8, отличающийся тем, что регулятор скорости открытия упомянутой арматуры снабжен возвратным устройством, установленным на винтовом элементе жиклера и выполненным, например, в виде пружины.
11. Нефтеперерабатывающий завод по п.7, отличающийся тем, что корпус регулятора скорости открытия запорной и/или запорно-регулировочной арматуры содержит, по меньшей мере, три отсека, в первом отсеке расположена заслонка обратного клапана с выполненным в ней входным отверстием пропускного канала, во втором отсеке расположен, по крайней мере, частично шток обратного клапана и, по меньшей мере, одно выходное отверстие пропускного канала, выполненное в штоке, в третьем отсеке расположен винтовой элемент жиклера и возвратное устройство регулятора скорости открытия, при этом второй отсек соединен по рабочему телу с силовой камерой, а в корпусе регулятора скорости открытия в области третьего отсека выполнено отверстие, закрытое винтовой заглушкой для обеспечения регулировки проходного сечения пропускного канала посредством винтового элемента.
12. Нефтеперерабатывающий завод по п.8, отличающийся тем, что для изменения положения иглы жиклера относительно пропускного отверстия жиклер снабжен устройством калибровки, выполненным с возможностью его регулировки вручную с внешней стороны корпуса регулятора скорости открытия запорной и/или запорно-регулировочной арматуры.
13. Нефтеперерабатывающий завод по п.1, отличающийся тем, что силовая камера снабжена герметичной упругой мембраной, разделяющей корпус силовой камеры на упомянутый заполняемый рабочим телом отсек с изменяющимся рабочим объемом и незаполняемый им отсек, причем мембрана выполнена с возможностью знакопеременной деформации, направленной в зависимости от давления, как в сторону заполняемого отсека, так и в сторону незаполняемого отсека силовой камеры, причем в незаполняемом отсеке силовой камеры выполнено отверстие с закрепленной в нем направляющей втулкой, обеспечивающей поступательное движение передаточного механизма.
14. Нефтеперерабатывающий завод по п.1, отличающийся тем, что гидромеханическое устройство снабжено возвратным устройством гидромеханического привода, связанным с передаточным механизмом и/или мембраной привода и выполненным, например, в виде пружины.
15. Нефтеперерабатывающий завод по п.1, отличающийся тем, что силовая камера снабжена поршнем, разделяющим корпус силовой камеры на упомянутый заполняемый рабочим телом отсек с изменяющимся рабочим объемом и незаполняемый им отсек и выполненным с возможностью перемещения в силовой камере в зависимости от изменения давления, причем в незаполняемом отсеке силовой камеры выполнено отверстие с закрепленной в нем направляющей втулкой, обеспечивающей поступательное движение передаточного механизма.
16. Нефтеперерабатывающий завод по п.14, отличающийся тем, что запорная и/или запорно-регулировочная арматура выполнена с имеющим шпиндель запорным органом, а передаточный механизм состоит, по меньшей мере, из двух элементов, при этом первый элемент – шток передаточного механизма через предохранительную накладку соединен с мембраной силовой камеры, а второй элемент соединен с запорным органом запорно-регулировочной арматуры, предпочтительно через шпиндель, с возможностью поворотного перемещения последней.
17. Нефтеперерабатывающий завод по п.16, отличающийся тем, что первый и второй элементы передаточного механизма выполнены прямолинейными и соединены между собой подвижно, например шарнирно, причем во втором элементе в месте соединения его с первым выполнено отверстие, внутри которого расположен штифт, соединяющий оба указанных элемента, причем второй элемент передаточного механизма выполнен с возможностью поворота от 0 до 90° от исходного положения, при этом 0° соответствует, например, полностью закрытой арматуре, а значение 90° – полностью открытой.
18. Нефтеперерабатывающий завод по п.1, отличающийся тем, что запорная и/или запорно-регулировочная арматура представляет собой кран, например шаровой.
19. Нефтеперерабатывающий завод по п.1, отличающийся тем, что передаточный механизм, взаимодействующий с запорной и/или запорно-регулировочной арматурой, выполнен в виде рычага или кривошипного механизма, или зубчатой рейки.
20. Нефтеперерабатывающий завод по п.1, отличающийся тем, что максимальная пропускная способность обратного клапана регулятора скорости открывания упомянутой арматуры, по меньшей мере, в два раза превышает максимальную пропускную способность жиклера.
Http://www. freepatent. ru/patents/2347800
Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов [1] .
- Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Объём переработки (в млн тонн). Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчёте на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа).
На сегодняшний день границы между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например, наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.
В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три профиля нефтеперерабатывающих заводов, в зависимости от схемы переработки нефти: топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический.
На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: , мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.
На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.
Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.
На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.
Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).
Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3—4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.
Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.
Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).
В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.
Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.
Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.
Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.
Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340 °C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.
Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.
Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.
Http://encyclopaedia. bid/%D0%B2%D0%B8%D0%BA%D0%B8%D0%BF%D0%B5%D0%B4%D0%B8%D1%8F/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4
17 апреля 2018 года, NEDRADV. Компания ПАО «Транснефть» завершила строительство и провела тестирование нефтепровода-отвода от трубопроводной системы ВСТО до Комсомольского НПЗ.
Как сообщает ТАСС со ссылкой на официального представителя «Транснефти» Игоря Демина, запуск трубы состоялся 12 апреля в 11:40 по московскому времени. Окончательная сдача трубы в работу должна состояться к 1 мая.
Протяженность трубопровода составила 293 км. Ежегодно по отводу от ВСТО до нефтеперерабатывающего завода будет транспортироваться до 8 млн тонн нефти. Также «Транснефть» обеспечила строительство 62 км линий внешнего электроснабжения.
На Афипский НПЗ доставлен один из самых габаритных блоков строящегося на заводе комплекса гидрокрекинга вакуумного газойля — колонна фракционирования. Колонна предназначена для разделения газо-продуктовой смеси, прошедшей первую и вторую ступени гидрокрекинга, на легкие углеводородные фракции (сжиженный углеводородный газ, бензин), дизельные фракции и остаток гидрокрекинга.
Транспортировка оборудования весом почти в 500 тонн и длиной более 58 метров проводилась в несколько этапов: доставлялась морским путем до Новороссийска, на барже по рекам Протока и Кубань, а затем специальным грузовым автотранспортом до территории НПЗ.
НК «Роснефть» приступила к промышленному выпуску улучшенных высокооктановых бензинов (в том числе и фирменных), значительно превосходящих по экологическими показателям и эксплуатационным свойствам выпускаемое в настоящее время в России топливо «Класса 5». В качестве пилотного проекта реализация улучшенных высокооктановых бензинов марок АИ-95-K5 «Евро 6» и ATUM-95 «Евро 6» начнется через розничную сеть Компании на территории Республики Башкортостан.
Для улучшенных бензинов Компания разработала новую технологию производства и установила более жесткие требования по шести основным показателям.
АО «Сызранский НПЗ», дочернее общество НК «Роснефть», завершило реализацию масштабной программы технического переоснащения Испытательного центра нефти и нефтепродуктов — центральной заводской лаборатории. В результате модернизации было установлено 44 современных прибора для проведения лабораторных испытаний.
На Омском НПЗ «Газпром нефти» завершена реконструкция железнодорожной эстакады для отгрузки светлых нефтепродуктов в вагоны-цистерны. Проект реализован в рамках масштабной программы модернизации Омского нефтеперерабатывающего завода, которую «Газпром нефть» продолжает с 2008 года. Современные системы автоматизации и герметизации налива препятствуют попаданию в атмосферу углеводородных паров наливаемых продуктов, позволяя обеспечить значительный экологический эффект и повысить безопасность технологического процесса. Инвестиции «Газпром нефти» в данный проект составили 1,2 млрд рублей.
Новое оборудование позволяет превратить пары бензина, дизельного топлива и авиационного керосина в жидкий конденсат, который затем вновь вовлекается в производственный цикл переработки. Кроме того, каждый узел налива оснащен высокоточной системой контроля с функцией измерения количества отгружаемого продукта и защиты от перелива.
Реконструированная эстакада обеспечивает одновременную постановку под налив 72 железнодорожных цистерн. В рамках проекта, разработанного отечественной компанией, использовано передовое российское оборудование.
Ранее на сайте Сделано у Нас сообщалось о том, что Омский НПЗ завершил строительство системы налива нефтепродуктов. Инвестиции компании в проект составили более 3 млрд рублей.
«Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (РНПК) выпустила первую партию высокооктанового автомобильного бензина АИ-100.
Запуск нового продукта стал возможен благодаря реализации масштабной программы НК «Роснефть» по модернизации производства, направленной, в том числе, на повышение потребительских качеств моторных топлив. АИ-100 предназначен для высокофорсированных двигателей. Его высокие детонационные свойства позволяют в полной мере раскрыть потенциал современных двигателей и повысить эффективность работы моторов спортивных автомобилей.
Кроме улучшенных эксплуатационных свойств, автомобильные бензины АИ-100 обладают повышенными экологическими показателями. Высокая экологичность топлива является следствием смешения компонентов с низким содержанием серы.
Новый продукт прошел все квалификационные и стендовые испытания на соответствие качества требованиям техрегламента для бензинов экологического класса К5. АИ-100 производства НК «Роснефть» соответствует требованиям технического регламента ТР ТС 013/2011 для бензинов экологического класса К5, нормативной документации и нормам методов квалификационной оценки.
Первая партия высокооктанового топлива будет поставлена для гоночной команды LADA Sport ROSNEFT.
В России «Ангарский завод катализаторов и органического синтеза» начал производство отечественных катализаторов. Очередным заводом, начавшим использовать российскую продукцию стал «Куйбышевский НПЗ». По сообщению пресс-службы Роснефти, отечестенный катализатор загружен в установку производства водорода. Это стало очередным шагом в реализации программы импортозамещения АО «КНПЗ».
АО «ТАНЕКО» получило заключение Приволжского управления Ростехнадзора о соответствии требованиям технических регламентов и проектной документации комбинированной установки изомеризации легкой нафты и секции сплиттера нафты. На нефтеперерабатывающем комплексе освоен выпуск изомеризата — высокооктанового компонента автомобильных бензинов с улучшенными экологическими свойствами.
В документе подтверждается, что комбинированная установка изомеризации легкой нафты и секция сплиттера нафты соответствуют требованиям технических регламентов, иных нормативных правовых актов и проектной документации, в том числе требованиям энергетической эффективности и требованиям оснащенности объекта капитального строительства приборами учета используемых энергетических ресурсов.
Высокооктановый компонент товарного бензина выпускается по отечественной технологии «Изомалк-2», разработанной ПАО «НПП Нефтехим» (г. Краснодар). Применение эффективного низкотемпературного платиносодержащего катализатора позволяет получать изомеризат с высоким октановым числом.
Процесс изомеризации является одним из самых рентабельных способов получения компонента для высокооктановых бензинов с улучшенными экологическими свойствами. Данный продукт характеризуется отсутствием бензола, ароматических углеводородов и соединений серы.
Выпуск изомеризата — это важнейший шаг в развитии нефтеперерабатывающего комплекса «Татнефти», имеющий стратегическое значение для реализации масштабной программы производства автомобильных высокооктановых бензинов.
Афипский НПЗ, в управление которым в октябре 2017 года вступила Группа компаний «Новый Поток» (New Stream Group), приступил к выпуску нового вида продукции — газовой технической серы.
Производство нового вида нефтепродуктов стало возможным в связи с вводом в эксплуатацию узла грануляции серы секции комбинированной установки вакуумной перегонки мазута и висбрекинга гудрона.
Проектная мощность узла составляет 9 тысяч тонн в год. В текущем году на заводе планируется получить 1,4 тысяч тонн серы.
Комбинированная установка вакуумной перегонки мазута и висбрекинга гудрона построена в 2017 году. Мощность по переработке мазута составляет 3,4 млн тонн в год, по переработке гудрона — 1,5 млн тонн в год.
В настоящее время на заводе стартовал проект модернизации производственного комплекса, по результатам которой на предприятии планируется нарастить мощность первичной переработки нефти с 6 до 9 млн тонн в год, а также в два этапа увеличить глубину переработки — с 77% до 81%, затем до 93%.
По итогам строительства в эксплуатацию будут введены установки гидрокрекинга, гидроочистки дизельного топлива, замедленного коксования и первичной переработки нефти, а также новые очистные сооружения. Кроме того, в эксплуатацию будут введены объекты общезаводского хозяйства и дополнительный магистральный нефтепровод «Нововеличковская-Краснодар».
На днях новый крупный завод «Роснефти» по нефтепереработке получит уже отправленные металлорукава, полностью произведенные на производстве ООО «Шлангенз».
Переговоры по поставке продукции были начаты с момента объявления финансирования строительства нефтеперерабатывающего комплекса. Всего по проекту заложено изготовление 840 шт. металлорукавов, предназначенных для работы в новопостроенной установке гидрокрекинга нефтепродуктов.
Данный проект прошел все возможные этапы согласования нефтяной компанией — от запроса на продукцию проектного института до производства и поставки на объект конечного заказчика, одного из нефтеперерабатывающих заводов РФ.
«РН-Комсомольский НПЗ», дочернее общество НК «Роснефть», отгрузил потребителям первую партию нового вида дизельного топлива — «арктического» (ДТ-А2-К5). Также на заводе осваивают производство зимнего дизтоплива «класса 3» (ДТ-З-К5, класс 3). Оба они отвечают требованиям высшего экологического стандарта — «Евро-5». Главной особенностью новых видов продукции является более низкая предельная температура фильтруемости: для дизельного топлива «арктического» — до -50 ̊ С, для «зимнего» — до — 38 ̊ С. «Арктика» предназначена для холодных регионов страны — Крайнего Севера и Дальнего Востока.
Специалистами «РН-Комсомольский НПЗ» проделана значительная работа по пересмотру и определению оптимальной рецептуры смешения компонентов в лабораторных условиях, подбору режима работы технологических установок, производству опытно-промышленных партий, оформлению необходимой технической документации.
На Яйском НПЗ ввели в эксплуатацию блок вакуумной дистилляции в составе электрообессоливающей установки (ЭЛОУ АВТ) мощностью 1 млн 600 тыс. тонн в год. Это позволит довести глубину переработки нефти до 75% и увеличить производство светлых нефтепродуктов.
Инвестиции в строительство составили 2,8 млрд рублей. Дополнительно создано 36 рабочих мест.
Проект осуществлён в рамках второго этапа развития предприятия. Напомним, первая очередь Яйского НПЗ введена в эксплуатацию в 2013 году. За это время компания «НефтеХимСервис» прошла важный этап становления и развития. Инвестиции составили 22,5 млрд рублей, создано 528 рабочих мест. Объем переработки нефти составляет 3,3 млн тонн в год, глубина переработки — до 62%.
На площадке строительства установки замедленного коксования Омского НПЗ «Газпром нефти» выполнены работы по подъему и монтажу сверхгабаритного колонного оборудования.
Масса смонтированного оборудования превышает 1 200 тонн. Такие сверхгабаритные аппараты были впервые изготовлены в России специалистами отечественного предприятия «Волгограднефтемаш». Доставка оборудования в Омск прошла через Балтийское, Северное и Норвежское моря, частично по Северному морскому пути.
На постаменты установлены две коксовые камеры и фракционирующая колонна. Смонтированное оборудование обеспечит производство востребованных светлых нефтепродуктов из гудрона и других тяжелых остатков. В результате ОНПЗ увеличит выпуск бензина и дизельного топлива с каждой тонны переработанной нефти. Ввод в работу установки замедленного коксования запланирован на 2020 год и входит в число ключевых проектов модернизации ОНПЗ, которую с 2008 года продолжает компания «Газпром нефть».
Новая установка замедленного коксования (УЗК) станет одним из самых крупных объектов такого типа в России.
Мощность установки по сырью составит 2 млн тонн в год, она также увеличит производство высококачественного сырья для алюминиевой промышленности — нефтяного кокса. Вместе с другими проектами второго этапа модернизации Омского нефтеперерабатывающего завода УКЗ повысит глубину переработки до 97% и до 80% — выход светлых нефтепродуктов.
25 января дан старт работе новых установок для производства высокооктановых экологически чистых компонентов автобензинов. Эти системы по гидроочистке нафты и по изомеризации запущены на Нижнекамском нефтеперерабатывающем комплексе компании «Татнефть» — «Танеко».
Пуск установок гидроочистки нафты и изомеризации — первая ступень для реализации на «Танеко» полномасштабной схемы производства автобензинов, соответствующих экологическому классу «Евро-5». На новых установках организовано более 60 рабочих мест. Всего с начала реализации проекта «Танеко» создано более 3500 рабочих мест.
За время реализации компанией вложено в проект 307 млрд рублей инвестиций. В пиковые моменты только на стройплощадке работало до 10 тыс. человек, и это не считая тех, кто готовил стройку, выпускал оборудование. Освоено, внедрено в производство 25 групп реакторного, компрессорного, насосного, теплообменного оборудования, ранее не выпускавшегося в России.
План развития проекта ТАНЕКО рассчитан до 2023 года. В настоящий момент готовы к пуску два производства — гидроочистка нафты на 1,1 млн тонн и изомеризация на 420 тыс. тонн. Проект реализован совместно с российскими проектировщиками и машиностроителями, на запускаемых установках применены новые для отечественной нефтепереработки технологии, среди которых поставка оборудования готовыми технологическими крупными блоками.
На Омском НПЗ «Газпром нефти» завершилось строительство новой автоматической установки тактового налива (АУТН-1) производственной мощностью 1,2 млн тонн в год. Строительство производственного объекта входит в периметр масштабной программы модернизации Омского НПЗ, которую с 2008 года продолжает «Газпром нефть». Инвестиции компании в проект составили более 3 млрд рублей.
АУТН-1 позволит отгружать потребителям 11 видов продукции сразу на двух железнодорожных путях. Современная система высокоточного взвешивания оценивает наполнение цистерн в реальном времени, а также сокращает время погрузки. Двойная система угольных фильтров улавливает все отходящие пары и направляет их обратно в технологический процесс предприятия. Новая установка заменит открытые галерейные железнодорожные эстакады товарно-сырьевой базы нефтеперерабатывающего завода. Благодаря технологии герметичного налива светлых нефтепродуктов будет обеспечено снижение воздействия производства на атмосферу. В настоящее время на объекте ведутся пуско-наладочные работы.
На площадке строительства новой установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ Омского НПЗ «Газпром нефти» завершена уникальная операция по подъему и монтажу крупногабаритного оборудования. Две колонны, предназначенные для атмосферной* и вакуумной** перегонки нефти, увеличат глубину переработки и выход светлых нефтепродуктов. Строительство ЭЛОУ-АВТ входит в число основных проектов второго этапа крупномасштабной модернизации Омского НПЗ, которую с 2008 года продолжает компания «Газпром нефть».
Оборудование изготовлено в Волгограде и Волгодонске специалистами «Волгограднефтемаш» и вологодонского филиала «АЭМ-технологии» (входит в машиностроительный дивизион государственной корпорации «Росатом»). Общая масса смонтированных колонн превышает 1 тыс. тонн. На площадке продолжаются работы по установке внутриколонного оборудования.
Новый комплекс ЭЛОУ-АВТ, строительство которого началось в 2016 году, позволит вывести из эксплуатации установки первичной переработки нефти предыдущего поколения. На сегодняшний день на строительной площадке смонтировано около 14 тыс. м³ металлоконструкций, поставлено 78% оборудования, смонтировано 100% крупногабаритного оборудования. Мощность комплекса составит 8,4 млн тонн нефти в год.
На площадке строительства комбинированной установки переработки нефти «Евро+” Московского нефтеперерабатывающего завода завершена установка колонны вакуумной перегонки нефти, изготовленной Волгодонским филиалом «АЭМ-технологии» (входит в машиностроительный дивизион Росатома — «Атомэнергомаш»).
Посекционный монтаж аппарата выполнялся на площадке Московского НПЗ при участии специалистов «Атоммаша». В настоящее время внутри колонны продолжается установка специального оборудования. Аппарат станет частью блока первичной переработки нефти и позволит увеличить производство топлива высокого экологического класса «Евро-5» и современного битума.
Вакуумная колонна произведена по лицензии итальянской компании Maire Tecnimont. Общий план качества изделия насчитывал 223 контрольные точки. На заводе-изготовителе модули колонны прошли все ступени контроля с участием представителей Московского НПЗ и зарубежного лицензиара.
На Омском нефтеперерабатывающем заводе «Газпром нефти» началось создание инфраструктуры, предназначенной для эксплуатации ключевых комплексов второго этапа модернизации завода. Новые объекты обеспечат функционирование установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ, комплекса глубокой переработки нефти и установки замедленного коксования.
Завершилась доставка на Московский НПЗ партии теплообменного и колонного оборудования отечественного производства.
Аппараты, изготовленные АО «Уралхиммаш», будут работать в секциях первичной переработки и гидроочистки дизельного топлива строящейся комбинированной установки переработки нефти «Евро+” МНПЗ.
Общий вес доставленного оборудования составляет 120 тонн. Высота самого крупного из аппаратов — 19 метров, диаметр — 2 метра. Из Екатеринбурга в Москву оборудование было доставлено на специальных грузовых транспортерах. Общая протяженность маршрута составила почти 2000 километров.
На территории Московского нефтеперерабатывающего завода аппараты размещены на площадке хранения, идет подготовка к монтажу. АО «Уралхиммаш» ранее уже выполнял заказы для Московского НПЗ: в 2012 году были поставлены пять реакторов и регенератор.
На Омском нефтеперерабатывающем заводе произведена первая партия нового судового топлива с улучшенными экологическими характеристиками. Благодаря минимальному содержанию серы — не более 0,1% – продукт подходит для применения в зонах контроля выбросов**, определенных международной конвенцией по предотвращению загрязнений судами MARPOL***. Также получен сертификат соответствия требованиям технического регламента Евразийского экономического сообщества (ЕЭС).
До конца текущего года ОНПЗ планирует отгрузить до 50 тысяч тонн экологичного судового топлива. Потенциал рынка оценивается в 158 тысяч тонн топлива в год. Реализацией новой марки занимается оператор бункерного бизнеса «Газпром нефти» — компания «Газпромнефть Марин Бункер».
Технология производства малосернистого судового топлива из гидроочищенного вакуумного газойля каталитического крекинга разработана специалистами Омского НПЗ в 2016 году. Рецептура новой марки включает присадку, снижающую температуру текучести и препятствующую оседанию в судовом топливе парафинов.
Http://sdelanounas. ru/blogs/?search=%D0%9D%D0%9F%D0%97
Нефть — добываемая из недр земли горючая маслянистая жидкость красно-коричневого, иногда почти черного цвета; является сложной смесью углеводородов с примесью их кислород-, серо-, азотсодержащих и иных производных. В течение многих столетий нефть использовали в качестве лечебного средства, топлива и осветительного материала.
Развитие нефтеперерабатывающей промышленности было тесно связано с появлением новых машин, механизмов и двигателей, а также с потребностями быта. Так, главной целью нефтепереработки было получение из нефти осветительного керосина, заменившего лучину и плошки с животным жиром. Бензин и мазут не находили применения и являлись обременительными отходами производства. В 1876 г. по методу, разработанному Д. И. Менделеевым, в Балахне впервые в мире было организовано промышленное производство смазочных масел из мазута. Нефтяные масла стали вытеснять животные и растительные жиры во многих отраслях техники. После изобретения В. Г. Шуховым форсунки ранее сжигавшийся в ямах мазут стали применять как ценное топливо в различных отраслях промышленности и судоходства.
Изобретение в последней четверти XIX в. двигателя внутреннего сгорания и применение его практически во всех отраслях промышленности способствовали новому качественному скачку в развитии нефтепереработки. Грандиозное развитие автомобильной и авиационной промышленности поставило проблему нефтеснабжения в ряд важнейших мировых экономических и политических проблем. Бензин, ранее не находивший применения, стал одним из важнейших продуктов, увеличение производства которого требовало роста добычи нефти и совершенствования технологии ее переработки. В дальнейшем, с появлением двигателя внутреннего сгорания с воспламенением от сжатия (дизеля), появилась необходимость и в дизельном топливе, занимающем промежуточное положение между керосином и мазутом. Увеличение скорости движения самолетов и необходимость преодоления звукового барьера выявили потребность в реактивном двигателе. Для него стали вырабатывать новое топливо — реактивный, или авиационный, керосин с повышенной химической стабильностью.
Одновременно с улучшением качества и производством новых видов топлива развивалось и совершенствовалось производство смазочных и других нефтепродуктов, необходимых для нужд промышленности и обеспечения нормальной работы новых, более напряженно работающих машин и двигателей.
Увеличить объем первичной переработки нефти на 25–30%, и обеспечить совершенствование технологии нефтепереработки, внедрение новых технологических процессов, эффективных катализаторов, прогрессивного оборудования; обеспечить глубокую переработку нефти и повышение доли вторичных процессов; увеличить производство высокооктановых бензинов, малосернистых дизельных и авиационных топлив, ароматических углеводородов, высококачественных смазочных масел; организовать крупнотоннажное производство жидких парафинов для нужд микробиологической промышленности и производства синтетических моющих средств; расширить выпуск и ассортимент нефтехимического сырья; перейти на строительство в основном комбинированных и укрупненных технологических установок, обеспечить приближение производств по переработке нефти к районам массового потребления нефтепродуктов; повысить производительность труда в нефтеперерабатывающей промышленности на 39–41%.
Современное состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности мира
В начале 20 века основным источником энергии в мире было твердое топливо. Нефть и газ играли незначительную роль в мировом топливно-энергетическом балансе. С расширением поиска и увеличение добычи нефти и газа, а также с развитием трубопроводного транспорта, роль этих источников энергии в силу их исключительных достоинств стала неуклонно расти. В 50-60 и 70 годах 20 века прирост доли нефти и газа в мировом топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) происходил быстрыми темпами, но в 80-е годы эти темпы замедлились и такая тенденция к снижению доли нефти в ТЭБ сохраняется до сих пор.
Изменение доли источников энергии в мировом топливно-энергетическом балансе, % [1].
Общей современной тенденцией в структуре использования нефти в мировой экономике является снижение доли ее потребления в электро – и теплоэнергетике в качестве котельно-печного топлива и увеличение – в качестве транспортного моторного топлива и нефтехимического сырья. Ниже приведена структура использования нефти в мировой экономике, % масс.
Эти изменения в структуре потребления нефти обусловлены опережающим развитием за последние годы транспортных средств с двигателями внутреннего сгорания по сравнению с развитием энергетики, то есть превышением темпов моторизации по сравнению с темпами электрификации.
Анализ тенденции развития основных отраслей топливной промышленности свидетельствует о том, что соотношение между нефтью, газом и углем на уровне 2005 – 2010 годов должно стабилизироваться. Дальнейшее повышение доли нефти и газа в общем потреблении топлива в эти годы следует считать экономически неоправданным в связи с необходимостью ориентации этих полезных ископаемых на использование преимущественно в химической промышленности, а не в энергетике. [1]
Качественный и количественный скачок в тенденциях развития мировой нефтепереработки произошел на рубеже 1970-80-х гг., когда резкое повышение цен на нефть привело к сокращению ее добычи и потребления в качестве котельно-печного топлива и тем самым переориентации на углубленную и глубокую переработку нефти. После 1979 г. объемы переработки нефти, суммарные мощности, а также число НПЗ постепенно уменьшались. При этом преимущественно закрывались маломощные менее рентабельные НПЗ. Естественно, это привело к некоторому росту удельной мощности НПЗ. Снижение объемов нефтедобычи привело к появлению избытка мощностей НПЗ, преимущественно по процессам прямой перегонки нефти, которые подвергались реконструкции под другие вторичные процессы.
Нефтяные месторождения Краснодарского края генетически связаны с Азово-Кубанской впадиной занимающей территорию Западного Предкавказья. Первый промышленный приток нефти был получен в 1864 году на месторождении Кудако.
В пределах Кавказкой части Азово-Кубанского бассейна можно выделить Западно-Кубанскую, Восточно-Кубанскую, Ейско-Березанскую и Адыгейскую нефтеносные зоны, отличающихся друг от друга геологическим строением, типом структур и залежей нефти и газа.
Наибольшие запасы нефти и газа выявлены в пределах Западно-Кубанского прогиба. Нефтеносные запасы приурочены к внутреннему южному борту прогиба, а газовые главным образом к центральной части – Анастасиевско – Краснодарской антиклинальной зоне. С Анастасиевско – Краснодарской антиклинальной зоной связано самое крупное на Кубани Троицко-Анастасиевское газонефтяное месторождение. Большие запасы нефти обнаружены также в Восточно-Кубанской прогибе и вдоль восточного склона Адыгейского выступа, где открыто Баракаевское месторождение с газовыми и нефтяными залежами.
Большинство месторождений Западно-Кубанского прогиба приурочено к двум антиклинальным зонам – Азовской и Калужской, протянувшимся полосой вдоль южного борта прогиба. По особенностям геологического строения, характеру нефтегазоносности и на основании сложившихся представлений в пределах этой полосы выделяют четыре нефтегазоносных района: Хадыженский, Северный (Ново-Дмитриевский), Ильско-Абинский, Крымско-Варениковский.
Месторождения западной части Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны и северного борта Западно-Кубанского прогиба составляют Приаазовский нефтегазоносный район. Залежи нефти и газа в Западно-Кубанского прогибе находятся в толще пород значительного стратиграфического диапазона. Однако промышленная нефтегазоностность связана главным образом с палеогеновыми и неогеновыми отложениями. В неогене основные запасы с многоценовыми отложениями, главным образом с мэотисом. В палеогеновых отложениях запасы в основном приурочены к верхней части раздела.
Месторождения Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны. В этой зоне расположены Курганское, Западно-Анастасиевское и Троицко-Анастасиевское нефтегазовые месторождения. Залежи приурочены к мэотическим и понтическим слоям.
Троицко-Анастасиевское месторождение введено в разработку в 1954 году. Здесь эксплуатируется IV, V, VI, VIа, и VII горизонты, но основное количество нефти даёт IV горизонт. Нефти IV, V и VI горизонтов отличаются по свойствам. Нефть VI горизонта является тяжёлой (относительная плотность 0,9067), содержит мало бензиновых фракций до 200 0C (8,2%) при общем выходе светлых фракций до 350 0C 48,3%. Нефть малосернистая (о,22% серы), малопарафинистая (1% парафина), смолистая (9,21% асфальтенов и смолистых веществ) с высокой кислотностью (1,10 мг КОН на 1 г нефти). Образцы нефти V и VI горизонтов являются легкими (относительная плотность соответственно 0,8754 и 0,8373), содержат фракций, выкипающих до 200 0C, 17,5 и 33,2%, а фракций до 350 0С 50 и 70,2% соответственно. Содержание парафина в нефтях V и VIгоризонтов составляет 1,3 м 1,9%.
В бензиновых фракциях нефтей IV горизонта мало ароматических углеводородов (5 – 7%); они состоят в основном из нафтеновых (27-76%) и изопарафиновых углеводородов (17-68%). В аналогичных фракциях нефтей V и VI горизонтов наблюдается увеличение содержания ароматических и парафиновых углеводородов, в том числе и нормальных парафинов. Дистиллятные 50-градусные фракции, отбираемые в интервале 200-500 0С, для нефтей IV, V и VI горизонтов характеризуются высоким содержанием ароматических углеводородов, составляющим соответственно19-48, 19-40 и 20-49%. Во фракциях 200-350 0С увеличивается содержание парафиновых углеводородов за счёт уменьшения количества нафтеновых. Фракции нефти IVгоризонта отличаются низкой температурой застывания (-60 0С для дистиллята 300-350 0С). Температуры застывания фракций в тех же пределах нефтей V и VI горизонтов – 18 и -38 0С. Температура застывания дистиллята 450-500 0С соответственно -7, 28 и 34 0С. Бензиновая фракция нефти IV горизонта, выкипающая в интервале 28-180 0С, имеет октановое число в чистом виде 72, а для тех же фракций нефтей V и VI горизонтов октановые числа соответственно равны 54,6 и 57,6.
Из троицко-анастасиевской нефти можно получать дизельные топлива (арктическое, зимнее и специальное), флотские и топочные мазуты, битумы. Из дистиллятов нефти IV горизонта можно получать низкозастывающие масла без депарафинизации. Выход базовых дистиллятных и остаточных масел соответственно.
Таблица 2. Физико-химическая характеристика троицко-анастасиевской нефтесмеси
Http://stud. wiki/chemistry/3c0a65635b2bc79a5c53b88521216d27_0.html
Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) — это промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти. Из нефти вырабатываются всевозможные виды жидкого топлива (бензин, керосин, дизельное топливо), смазочные, специальные масла, технический углерод (сажа), битум, нефтяной кокс, другие товарные продукты. Получаемые при переработке нефти легкие алканы, алкены, индивидуальные арены, жидкий и твердый парафин представляет собой ценное сырье для дальнейшей переработки (нефтехимического синтеза). С помощью нефтехимического синтеза получают синтетические смолы, каучуки (СК), пластические массы, синтетические моющие средства(СМС), индивидуальные органические кислоты, спирты.
Нефть, природный горючий газ были известны человеку уже несколько тысяч лет. В трудах Геродота (V веке до н. э.), Плутарха и других ученых приводится описание источников нефти, расположенных в Индии, Персии, Сирии, на островах Средиземного моря. Плутарх, описывая походы Александра Македонского, сообщил об источниках нефти, обнаруженных на Амударье, на берегу Каспийского моря. Древнегреческому ученому Гиппократу (IV—V веке до н. э.) принадлежат рецепты многих лекарств, в состав которых входит нефть.
В царской России предприятия по перегонке нефти были сосредоточены возле районов добычи нефти на Кавказе: 1917 году в Баку работало 53 небольших заводика, в Грозном — шесть. Существовали небольшие заводы по перегонке нефти и производству масел в Константинове (Ярославская область), Санкт-Петербурге. Значительная часть нефтяных промыслов и заводов была разрушена во время гражданской войны 1918— 1920 гг. и полностью восстановлена только через 10 лет. В 1930-х г. началось техническое перевооружение отрасли, Перегонные батареи заменялись трубчатыми установками первичной перегонки нефти, началось строительство установок термического крекинга, было организовано производство парафина. В этот же период началось строительство новых нефтеперерабатывающих заводов, часть которых строилась в районах, где были открыты месторождения нефти (Ухта, Туапсе, Уфа, Саратов). Новые заводы размещались также в районах интенсивного потребления нефтепродуктов (Московский, Комсомольский и Хабаровский НПЗ). К 1940 г. объем переработки нефти увеличился в 3 раза по сравнению с 1913 г. В годы Великой Отечественной войны (1941—1945 гг.) ряд НПЗ был эвакуирован в восточные районы страны и продолжи л свою работу в Сибири и на Дальнем Востоке.
3. Назначение установок нефтеперерабатывающего завода, принципиальная схема
Технологические установки переработки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они являются основой всех НПЗ. Здесь вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.
Http://fizich. ru/naznachenie-ustanovok-neftepererabativayushego-zavoda/index. html